CHIMENERG INVEST SRL - primariagalati.ro · Viaţa economică a oraşului Galaţi s-a dezvoltat în...

CHIMENERG INVEST SRL pag. 1

Strategia locală de alimentare cu energie termică a Municipiului Galaţi

C U P R I N S

A. Memoriu

Abrevieri ........................................................................................................................ 4

CAPITOLUL 1. SCOPUL ŞI IPOTEZELE DE REALIZARE A PREZENTEI

STRATEGII.............................................................................................................. 5

1.1 Scopul strategiei de alimentare cu energie termică ........................................... 5

1.2 Ipotezele elaborării strategiei de alimentare cu energie termică ....................... 6

CAPITOLUL 2. INFORMAŢII GENERALE .................................................................... 8

2.1 Poziţionarea geografică şi informaţii socio-economice cu privire la

Municipiul Galaţi ...................................................................................................... 8

2.2 Prezentarea generală a SACC al Muncipiului Galaţi ....................................... 11

2.2.1 Sursa de producere a căldurii .............................................................. 11

2.2.2 Sistemul de transport al căldurii ........................................................... 13

2.2.3 Sistemul de distribuţie a căldurii .......................................................... 16

CAPITOLUL 3. CONSUMURILE FINALE DE CĂLDURĂ ........................................... 17

3.1 Caracteristici climatice .................................................................................... 17

3.2 Debranşări ale consumatorilor ........................................................................ 18

3.3 Consumurile anuale de căldură ....................................................................... 19

3.4 Necesarul de căldură la consumator ............................................................... 24

CAPITOLUL 4. CADRUL LEGISLATIV ŞI DE REGLEMENTARE .............................. 33

4.1 Cadrul legislativ în vigoare .............................................................................. 33

4.2 Documente recente aprobate de UE cu efect în viitorul apropiat .................... 42

4.3 Legislaţie instituţională – reglementări ale ANRSC ......................................... 45

CAPITOLUL 5. SOLUŢIILE ALTERNATIVE DE ALIMENTARE CU CĂLDURĂ A

MUNICIPIULUI GALAŢI ........................................................................................ 46

CAPITOLUL 6. EVALUAREA INVESTIŢIILOR NECESARE PENTRU VARIANTELE

ANALIZATE ........................................................................................................... 72

6.1 Ipoteze avute în vedere ................................................................................... 72

6.2 Valorile investiţiilor pentru variantele analizate ................................................ 73



CAPITOLUL 7. EFICIENŢA TEHNICO-ECONOMICĂ A SOLUŢIILOR ANALIZATE .. 77

7.1 Ipoteze de efectuare a analizei tehnico-economice ........................................ 77

7.2 Criterii utilizate pentru analiza eficienţei tehnico-economică ........................... 82

7.3 Rezultatele calculelor de eficienţă economică ................................................. 83

CAPITOLUL 8. CONCLUZII ŞI PROPUNERI PRIVIND STRATEGIA ALIMENTĂRII

CU CĂLDURĂ A MUNICIPIULUI GALAŢI ............................................................. 85

B. Anexe

Anexele A.1 – date puse la dispoziţie de beneficiar

Date din auditul tehnic şi economic al sistemului centralizat de alimentare cu energie

termică a Municipiului Galaţi

Anexa A.1.1 – Date de exploatare pentru perioada 2010-2012

Anexa A.1.2 – Date privind căldura livrată de SC Electrocentrale Galaţi SA

Anexa A.1.3 – Date economice ale sistemului de distribuţie a căldurii

Anexa A.1.4 – Caracteristicile tehnice ale principalelor echipamente din CET Galaţi

Valori ale investiţiilor din studiile de fezabilitate

Anexa A.1.5 – Reabilitarea RTS – Investiţia de bază - Tabel centralizator

Anexa A.1.6 – Modernizare şi dispecerizare PT – Deviz general

Anexa A.2 – Evoluţia preţurilor

Anexele A.3 – Rezultatele calculului tehnico-economic

Anexele A.3.1. – Varianta semicentralizată cu 3 zone

Anexa A.3.1.1 – Date tehnice zona1, zona 2, zona3

Anexa A.3.1.2 – Date tehnice la nivelul ansamblului zona1+zona 2+zona 3

Anexa A.3.1.3 – Indicatorii economici ai investiţiei în SPC

Anexa A.3.1.4 – Indicatorii economici ai investiţiei în STDC

Anexa A.3.1.5. – Indicatorii economici ai investiţiei în SACC

Anexele A.3.2. – Varianta semicentralizată cu 2 zone

Anexa A.3.2.1 – Date tehnice zona1,zona 2

Anexa A.3.2.2 – Date tehnice la nivelul ansamblului zona1+zona 2





Anexa A.3.2.5 – Indicatorii economici ai investiţiei în SACC

Anexele A.3.3. – Varianta centralizată

Anexa A.3.3.1 – Date tehnice



Anexa A.3.3.4 – Indicatorii economici ai investiţiei în SACC



Abrevieri

acc – apă caldă de consum

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

ANRSC - Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice

BAT – Best Available Technologies (cele mai bune tehnologii disponibile)

CA – Cazan de abur

CET – Centrală Electrică de Termoficare sau centrală de cogenerare

HG. nr.... – Hotărârea de guvern nr......

ICG – Instalaţie de cogenerare

IMA – Instalaţie mare de ardere

înc. – încălzire

MAI – Motor cu ardere intenă

OUG – Ordonanţă guvernamentală de urgenţă

PT – Punct termic

r.e.r. – resurse regenerabile de energie

RTP – Reţea termică primară (sau de transport)

RTS – Reţele termice de distribuţie a căldurii

RTS – Reţele termice secundare

SACC – Sistem de Alimentare cu Centralizată Căldură

SDC – Sistem de distribuţie a căldurii

SEN – Sistemul energetic naţional

SPC – Sursă de producere a căldurii

STDC – Sistemul de transport şi distribuţie a căldurii

TA - Turbină cu abur

TG – Turbină cu gaze



CAPITOLUL 1. SCOPUL ŞI IPOTEZELE DE REALIZARE A PREZENTEI STRATEGII

1.1 Scopul strategiei de alimentare cu energie termică

Prezenta lucrare reprezintă strategia de alimentare cu energie termică a

locuitorilor Municipiului Galaţi – denumiţi consumatori urbani - şi a agenţilor economici

asimilaţi consumatorilor urbani.

Alimentarea cu energie termică a consumatorilor urbani şi a celor asimilaţi

acestora, este definită în prezenta lucrare ca fiind alimentarea cu energie termică sub

formă de apă caldă pentru încălzire – în timpul sezonului de iarnă – şi pentru

prepararea apei calde de consum pe toată durata anuală de alimentare cu căldură.

În sensul general, strategia reprezintă un plan de acţiune pentru atingerea

unor obiective pe termen lung. Realizarea unei strategii este condiţionată de

cunoaşterea concretă a două elemente esenţiale:

- situaţia existentă la momentul stabilirii obiectivelor;

- obiectivele urmărite.

Strategia conturează modul de acţiune pentru atingerea obiectivelor, plecând de

la o situaţie prezentă şi ţinând seama de orizontul de timp, resursele disponibile,

resursele necesare şi restricţiile existente.

Pe baza caracteristicilor generale prezentate mai sus, realizarea unei

strategii locale de alimentare cu energie termică presupune parcurgerea

următoarelor etape:

a) Cunoaşterea situaţiei existente a SACC (la momentul elaborării

strategiei):

- cunoşterea performanţelor tehnice, economice şi de mediu ale SACC;

- legislaţia şi reglementărilespecifice alimentării cu căldură;

- reglementările în vigoare d.p.d.v. al protecţiei mediului;

- resursele primare clasice şi r.e.r., disponibile pe plan local.

b) Orizontul de timp pentru strategia de alimentare cu căldură, denumit

perioadă de studiu se consideră egal cu durata de viaţă a echipamentelor

de producere a energiei termice, max. 20 ani.



c) Stabilirea soluţiilor alternative de alimentare cu căldură are la bază

rezultatele analizei situaţiei existente, tipurile de resurse disponibile,

reglementările legislative specifice alimentării cu căldură şi obiectivele

strategiei.

Soluţiile alternative au în vedere toate variantele posibile de alimentare cu

căldură din punctul de vedere al:

- modului de producere al căldurii: producerea separată sau în cogenerare,

aceasta determinând şi diferitele tipuri de tehnologii de producere a

căldurii;

- gradul de centralizare al producerii, respectiv transportului şi distribuţiei

căldurii.

d) Analiza tehnico-economică a fiecărei soluţii alternative presupune

următoarele:

- determinarea investiţei necesare;

- determinarea cantităţilor anuale de căldură şi energie electrică (după caz)

şi a consumurilor anuale de combustibil;

- stabilirea cheltuielilor anuale: cu combustibilul, opererare, mentenanţa;

- calculul fluxului net anual şi cumulat de numerar;

- calculul indicatorilor economico-financiari ai soluţiilor alternative pe baza

criteriilor bancabile:

o venitul net actualizat, VNA;

o rata internă de rentabilitate, RIR;

o indicele de profitabilitate, IP;

o termenul de recuperare al investiţiei (valoare actualizată), TRA.

e) Determinarea soluţiei optime pe baza ierarhizării soluţiilor alternative din

punctul de vedere al indicatorilor economico-financiari.

1.2 Ipotezele elaborării strategiei de alimentare cu energie termică

Ipotezele elaborării strategiei de alimentare cu energie termică ţin seama de

reglementările legislative privind serviciul public de alimentare cu energie termică al

localităţilor, care prevăd:



- un SACC este alcătuit dintr-un ansamblu tehnologic şi funcţional unitar

constând din sursele de producere a căldurii, reţelele termice de transport

şi distribuţie, puncte termice/staţii termice, branşamente (până la punctele

de delimitare/separare a instalaţiilor), sisteme de măsură, control şi

automatizare – v. legea 325/2006, art. 2.

- activitatea de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei

termice în sistem centralizat face parte din portofoliul activităţilor de

utilitate şi interes public general, desfăşurate la nivelul comunelor,

oraşelor, municipiilor sau judeţelor sub conducerea, coordonarea şi

responsabilitatea autorităţilor administraţiei publice locale. Ca urmare,

principalele particularităţi ale acesteia sunt – v. legea 51/2006, art. 1 :

o are un caracter economico-social;

o răspunde unor cerinţe şi necesităţi de interes şi utilitate publică;

o are un caracter tehnico-edilitar;

o are caracter permanent şi un regim de funcţionare continuu;

o presupune existenţa unei infrastructuri tehnico-edilitare adecvate;

o aria de acoperire are dimensiuni locale: comunale, orăşeneşti,

municipale sau judeţene;

o este un serviciu înfiinţat, organizat şi coordonat de autorităţile

administraţiei publice locale;

o este un serviciu organizat pe principii economice şi de eficienţă.

Ca urmare, prezenta strategie este realizată în ipotezele de mai sus, din

care ipoteza de bază este aceea că sistemul de alimentare centralizată cu căldură

al Municipiului Galaţi, cu toate elementele componente (sursă- reţea de transport-

sistem de distribuţie) aparţine Primăriei Municipiului Galaţi.

Fără această ipoteză, strategia de alimentare cu căldură nu îşi poate

atinge scopul, sau altfel spus, soluţia optimă din punct de vedere tehnico-

economic a acestei strategii nu va putea fi realizată, întrucât administraţia locală

nu va avea dreptul de a interveni asupra tuturor elementelor componente ale

actualului SACC pentru a putea asigura infrastructura alimentării cu energie

termică în condiţiile prevăzute de legislaţia în vigoare.



CAPITOLUL 2. INFORMAŢII GENERALE

2.1 Poziţionarea geografică şi informaţii socio-economice cu privire la Municipiul Galaţi

Judeţul Galaţi este situat în partea central-estică a ţării, desfăşurându-se între

45o25’şi 46o10’ latitudine nordică, între 27o20’ şi 28o10’ longitudine estică.

Ca poziţie geografică, judeţul Galaţi se înscrie în aria judeţelor pericarpatice-

dunărene, fiind situat în partea cea mai sudică a Moldovei, la confluenţa a trei ape

curgătoare: Dunărea, Siretul şi Prutul, în sectorul fluvio-maritim al ţării.

În partea de nord se mărgineşte cu judeţul Vaslui, la est, Prutul formează graniţa

naturală cu Republica Moldova, spre sud, Dunărea stabileşte limita cu judeţul Tulcea, la

sud-vest, pe linia Siretului, are ca vecin judeţul Brăila, iar la vest şi nord-vest, în mare

parte pe cursul aceluiaşi râu, se învecinează cu judeţul Vrancea – v. fig. 1.

În judeţul Galaţi se găsesc două mari forme de relief ale ţării: Câmpia Română în

sud şi Podişul Moldovei în nord, cu înălţimi cuprinse între 310 metri la nord şi 5 metri la

sud.

Vaslui

Vrancea

Brăila Tulcea

Bulgaria

Ucraina

Rep.

Moldova

Ucraina

Sebia şi

Muntenegru

Ungaria

Municipiul Galaţi

Fig. 1 – Judeţul Galaţi / Municipiul Galaţi – aşezare geografică



Municipiul Galati este reşedinţa şi totodată cel mai mare oraş al judeţului

Galaţi.

Municipiul Galaţi este situat în zona estică a României, în extremitatea

sudică a platoului Moldovei, fiind poziţionat la 80 de km de Marea Neagră, la 20 km

de oraşul Brăila şi foarte aproape de frontierele cu Ucraina şi Republica Moldova-v.

fig.1.

Aspecte socio-economice

Conform ultimului recensământ din 2011, populaţia oraşului era de 231204

locuitori, fiind al 7-lea oraş din ţară după numărul de locuitori.

Din punct de vedere economic, oraşul Galaţi este unul dintre cele mai mari

centre economice din România.

În Galaţi se află cel mai mare combinat siderurgic din România, Arcelor Mittal

S.A., care împreună cu alte unităţi specializate, formează un sector metalurgic şi

siderurgic puternic. Parte a celui mai mare grup mondial din industria de profil,

combinatul asigură cca. jumătate din necesarul de oţel al României.

Viaţa economică a oraşului Galaţi s-a dezvoltat în jurul şantierului Naval, Portului

Fluvial, în jurul Combinatului Siderurgic Arcelor-Mittal şi a Portului Mineralier.

Industria metalurgică din Galaţi realizează 55% din producţia de oţel a României,

55% din cea a producţiei de laminate şi 90% din producţia de tablă şi benzi

laminate la rece. Mai mult de jumătate din producţia metalurgică este exportată.

Industria navală, ramură de mare tradiţie în oraş, furnizează flotei fluviale şi

maritime nave şi platforme de foraj marin. Galaţiul este unul din cele mai mari

noduri de trafic comercial din România, conectat la principalele coridoare de

comunicaţie europeană: pe cale fluvială la canalul Rhin-Main-Dunăre care leagă

Marea Nordului de Marea Neagră; prin căile ferate se asigură transferul de la

ecartamentul european către cel folosit în fostele ţări sovietice;

Zona Liberă Galaţi este un punct strategic în zona de est a oraşului, pe teritoriul

căreia se întâlnesc toate căile de comunicaţie enumerate mai sus: rutier, feroviar

mixt ruso-european şi naval. Transportul rutier se realizează printr-o reţea densă

de şosele naţionale şi judeţene. Oraşul Galaţi, amplasat pe malul stâng al

Dunării, la 80 km de Delta Dunării, are patru porturi, un port pentru transportul de

http://ro.wikipedia.org/wiki/Jude%C8%9Bul_Gala%C8%9Bi

http://ro.wikipedia.org/wiki/Jude%C8%9Bul_Gala%C8%9Bi

http://ro.wikipedia.org/wiki/Rhin

http://ro.wikipedia.org/wiki/Main

http://ro.wikipedia.org/wiki/Dun%C4%83re

http://ro.wikipedia.org/wiki/Marea_Nordului

http://ro.wikipedia.org/wiki/Marea_Neagr%C4%83

http://ro.wikipedia.org/wiki/Delta_Dun%C4%83rii



persoane şi trei pentru transportul de mărfuri. Galaţiul este al doilea port al

României, cu posibilitate de conectare la Marea Neagră, de la Galaţi Dunărea

fiind maritimă. Prin porturile sale se realizează cea mai importantă parte a

exportului de cherestea a României.

Solul

Oraşul Galaţi se întinde pe trei terase : Valea oraşului, cu altitudine între 5 - 7 m

şi altele două, trasate aproape în forma de evantai; prima cu o altitudine între 20 - 25 m

(nucleul oraşului medieval, actualmente centrul oraşului) şi a doua cu altitudini care

depăşesc 40 m (oraşul modern).

Solul este alcătuit, până la adâncimea de 15.30 m, din loessuri galbene cu

intercalaţii de praf argilos. Ca urmare a creşterii nivelului apelor subterane, stratul de

loess galben se află în diferite stări de umiditate.

Seismicitatea

Din punct de vedere tectonic, Municipiul Galaţi este situat la linia de fractură

tectonică Focşani-Nămoloasa-Galaţi, zonă în care se fac resimţite seismele produse în

zona Vrancea şi a căror ritmicitate este de aproximativ 30 ani cu o intensitate seismică

ce corespunde gradului 8 pe scara Mercalli.

În zonele cu teren aluvionar şi nivel hidrostatic ridicat, coeficientul dinamic al

construcţiilor se măreşte, iar forţele seismice cu care se încarcă structura cresc până la

nivelul corespunzător gradului 8.5 pe aceeaşi scară seismică.



2.2 Prezentarea generală a SACC al Muncipiului Galaţi

2.2.1 Sursa de producere a căldurii

Sursa pentru producerea căldurii din SACC, este CET Galaţi.

Centrala Electrica de Termoficare Galaţi, cu o putere instalată de 375 MWe, a fost

destinată alimentării cu energie termică (sub formă de abur tehnologic şi apă fierbinte) a

consumatorilor urbani şi industriali din municipiul Galaţi şi livrării de energie electrică în

Sistemul Energetic Naţional. CET Galaţi a fost pusă în funcţiune în anul 1969 şi de

atunci s-a dezvoltat în trei etape, până în anul 1988, corespunzător creşterii necesarului

de energie termică (apa fierbinte şi abur tehnologic) al consumatorilor racordaţi.

Conform informaţiilor de pe site-ul CET Galaţi (www.cetgalati.ro), prima etapa a

centralei, denumită Etapa I, a fost pusă în funcţiune în perioada 1969 – 1971, fiind

compusă din cazanele de abur CA1, CA2 şi CA3 şi turbinele cu abur TA1 şi TA2.

Aceasta a avut o putere totală instalată pentru producerea energiei electrice de 160

MWe.

Etapa I (cazanele CA1, CA2, CA3 cu TA1, TA2) a fost scoasă din funcţiune în anul

2006, prin HCA 8/2006.

Pe baza datelor din anexa A.1.4, componenţa actuală a centralei este următoarea:

Etapa II

Etapa II a fost pusă în funcţiune în perioada 1975 - 1976, fiind compusă din

cazanele de abur CA4, CA5 şi turbinele cu abur TA3, TA4. Aceasta etapă are o

putere totală instalată pentru producerea energiei electrice de 165 MWe.

Principalele caracteristici tehnice ale echipamentelor sunt următoarele:

1. Cazanele de abur (C4; C5): - 2 x 420 t/h (140 bar; 540 °C), tip TGM 89 AS

- fabricaţie URSS. Cazanele utilizează drept combustibil de bază gazele

naturale şi/sau păcură, dar pot funcţiona şi cu amestecuri de gaze

naturale şi gaze combustibile reziduale (gaze de furnal) rezultate din

procesul tehnologic al ARCELOR MITTAL. În condiţiile utilizării maxime

(35%) a gazelor combustibile reziduale, debitul de abur produs în cazan

este de 350 t/h.

http://www.cetgalati.ro/



2. Turbinele cu abur (TA3; TA4):

- TA3 este de tipul T-100/120-130-2 (fabricaţie URSS), cu condensaţie

şi priză pentru termoficarea urbană. Puterea instalată este de 105 MWe.

- TA4 este de tipul T-60-130/13 (fabricaţie URSS), cu condensatie şi

prize (industrială şi de termoficare urbană). Puterea instalată este de 60 MWe.

Etapa III

Pusă în funcţiune în perioada 1983 - 1988, fiind compusă din cazanele de abur

CA6, CA7, CA8 şi turbinele cu abur TA5, TA6. Această etapă are o putere totală

instalată pentru producerea energiei electrice de 210 MWe.

Principalele caracteristici tehnice ale echipamentelor sunt următoarele:

1. Cazanele de abur (CA6; CA7; CA8): - 3 x 420 t/h (140 bar; 540 °C), tip

TGM 89 AS - fabricaţie URSS. Cazanele utilizează drept combustibil de bază

gazele naturale şi/sau păcura, dar pot funcţiona şi cu amestecuri de gaze

naturale şi gaze combustibile reziduale (gaze de furnal) rezultate din procesul

tehnologic al ARCELOR MITTAL. In condiţiile utilizării maxime (35%) a

gazelor combustibile reziduale, debitul de abur produs în cazan este de 350

t/h.

2. Turbinele cu abur (TA5; TA6):

- TA5, TA6 sunt de tipul T-110/120-130-4 (fabricaţie URSS), cu

condensaţie şi priză pentru termoficarea urbană. Puterea instalată este de 2x105

MWe.

Principalele utilităţi ale centralei CET Galaţi sunt asigurate după cum urmează:

- Combustibil: Centrala este alimentată cu trei tipuri de combustibil, respectiv:

- Gaze naturale, prin reţeaua de transport care apartine SNTGN

Transgaz SA Mediaş, Sucursala Brăila.

- Păcura, transportată cu vagoane cisternă pe cale ferată.

- Gaze combustibile reziduale (gaze de furnal) rezultate din procesul

tehnologic al Arcelor Mittal.

- Apa industrială şi potabilă: SC Electrocentrale Galaţi SA este alimentată cu

apă industrială şi potabilă din staţiile de apă care aparţin Arcelor Mittal. Apa



tratată este asigurată integral de SC Electrocentrale Galaţi SA atat pentru

fluxul tehnologic propriu cât şi pentru Arcelor Mittal.

- Canalizare: Apa uzată rezultată din procesul de producere a energiei termice

şi electrice este evacuată din centrală, prin conductele de canalizare, care

aparţin Arcelor Mittal.

- Energie electrică: SC Electrocentrale Galaţi SA este racordată la Sistemul

Energetic Naţional (SEN) prin intermediul a două staţii de conexiuni de 110

kV, SC1 si SC2, care aparţin Arcelor Mittal şi, respectiv o staţie SC1 - C care

aparţine centralei.

- Consumatorii de energie termică racordaţi la SC Electrocentrale Galaţi SA: In

prezent, SC Electrocentrale Galaţi SA alimentează cu energie termică sub

formă de apă fierbinte şi abur, următoarele tipuri de consumatori:

- consumatori urbani;

- agenţi economici;

- consumatori industriali.

2.2.2 Sistemul de transport al căldurii

Sistemul de transport al căldurii aparţine SC Electrocentrale Galaţi SA.

Sistemul de transport al căldurii sau RTP, asigură transportul căldurii sub formă

de apă fierbinte de la sursa de producere (CET Galaţi) la punctele termice. Acesta este

un sistem bitubular închis, cu câte 2 conducte tur – retur, care iarna asigură punctelor

termice căldura necesară pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum, iar vara

numai prepararea apei calde de consum. Lungimea traseului este aprox. 69 km traseu

(138 km conducte tur+retur). Conform prezentării din anexa A.1.10, RTP este compusă

din:

- o magistrală de ducere Dn 1200 cu trei magistrale de retur din oraş până la

ieşirea din oraş către CET, respectiv până în punctul PS. Din punctul PS până

la centrală sunt numai două magistrale de retur 2xDn900. Din punctul PS

către oraş, cele trei magistrale sunt:

Magistrala I, amplasată suprateran, 2xDn900 şi în continuare

subteran cu diametre descrescătoare care alimentează cu căldură

zona centrală.



Magistrala II, 2xDn600, amplasată suprateran în zona cartierului

Fileşti şi subteran în zona cartierului Aeroport.

Magistrala III, 2xDn900 amplasată atât subteran cât şi suprateran.

Magistrala Dunărea, 2xDn700, amplasată suprateran pe porţiunea

paralelă cu drumul de centură şi subteran în cartierul Dunărea.

Magistrala Faleză, 2xDn600, amplasată atât subteran cât şi

suprateran.

Ramuri, bretele ce asigură legăturile de la magistralele de termoficare

la punctele termice.

Măsurarea energiei termice se face la intrarea în punctele termice, iar datele

măsurate sunt transmise on-line către CET printr-un sistem de teletransmisie.

Fig. 2 prezintă schema reţelelor de transport a căldurii al SACC al Municipiului

Galaţi.

pg. 15

Fig. 2 – Sistemul de transport al căldurii al SACC din Municipiul Galaţi



2.2.3 Sistemul de distribuţie a căldurii

Sistemul de distribuţie a căldurii (SDC) cuprinde ansamblul punctelor termice

(PT) şi al reţelelor termice de distribuţie (sau secundare) pentru încălzire şi apă caldă

de consum.

Actualul SACC al Muncipiului Galaţi cuprinde 2 categorii de puncte termice, din

punctul de vedere al operatorului: 122 de PT concesionate de SC Apaterm SA şi un

număr de 18 PT apaţinând agenţilor economici, care au relaţie contractuală pentru

alimentarea cu căldură, direct cu CET Galaţi.

PT concesionate de SC Apaterm SA, sunt de tipul „puncte termice centralizate”,

asigurând simultan alimentarea cu căldură atât a consumatorilor de încălzire cât şi a

celor de apă caldă de consum.

Sistemul de reţele termice secundare (RTS) asigură distribuţia căldurii de la

punctele termice la consumatori – clădirile acestora. El cuprinde sistemul bitubular

închis pentru alimentarea cu căldură a consumatorilor de încălzire şi prin sistemul

monotubular deschis cu conductă de recirculare, pentru alimentarea consumatorilor de

apă caldă de consum.

Pe lângă sistemul centralizat compus din ansamblul punctelor termice, există un

ansamblu de 6 centrale termice amplasate după cum urmează:

- 4 centrale termice amplasate la fiecare consumator;

- 2 centrale termice care deservesc mai mulţi consumatori (3 blocuri – CT

Cezar, 5 blocuri şi agenţi economici la CT Studenţi).

Acestea sunt puse în funcţiune eşalonat, în perioada 2004-2012. Ele sunt

echipate cu câte 2 cazane de apă caldă, pentru a.c.c. şi încălzire, având o capacitate

totală instalată de 3.576 MWt.



CAPITOLUL 3. CONSUMURILE FINALE DE CĂLDURĂ

3.1 Caracteristici climatice

Din punct de vedere climatic parametrii care determină mărimea cererii de

căldură pentru încălzire sunt :

- temperatura exterioară minimă convenţională cet = -150C;

- valoarea de calcul a vitezei vântului smνc /8 ;

- numărul de grade zile ale perioadei de încălzire, Nz = 3190 (pentru o

temperatură de începere/ încheiere a perioadei, ca valoare medie zilnică în

trei zile calendaristice consecutive Ct xe 12 , conf. SR 4839/1997;

- durata perioadei de încălzire i = 190 zile pe an, adică 4560 ore / an (pentru

C°12+=t x

e );

Acestea sunt elementele impuse de SR-1907-1/1997, pentru „condiţiile

convenţionale” care trebuie avute în vedere la dimensionarea capacităţilor instalate în

sursele de producere, transport şi distribuţie, precum şi a aparatelor de încălzire din

incinte, indiferent de tipul tehnologiei utilizate pentru producerea căldurii în vederea

încălzirii (CT sau centrale de cogenerare – CCG). Totodată, prin numărul de grade zile

(Nz), durata efectivă a perioadei de încălzire ( i) şi alura curbei clasate anuale a

temperaturii exterioare în cursul perioadei respective se stabileşte alura curbei clasate a

cererii de căldură pentru încălzire (qi=f( i)), respectiv se stabileşte valoarea anuală a

acestei cereri ( an

iQ ).

Dacă valorile convenţionale de calcul ( cet şi cν ) influenţează mărimea valorii

maxime de calcul c

iq , celelalte mărimi (Nz, i, alura curbei clasate a temperaturii

exterioare pe perioada de iarnă) determină mărimea valorii anuale ( an

iQ şi alura sa în

perioada de funcţionare i), adică regimurile de funcţionare ale tuturor subansamblelor

ce compun SACC. Ambele categorii de mărimi – prezentate mai sus – vor determina, în

final, eficienţa tehnico-economică a SACC.

În cursul funcţionării curente, de la an la an, valorile reale – înregistrate – ale

mărimilor de mai sus diferă de valorile convenţionale prevăzute de SR – 1907.



În funcţie de analiza statistică a acestor mărimi înregistrate în ultimii ani, se pot

trage concluzii extrem de importante referitoare la perspectivă.

Tabelul 1 prezintă duratele perioadei de încălzire, înregistrate în anii

2010…..2012. Din tabelul 1 se constată că diferenţele dintre valoarea convenţională a

duratei perioadei de încălzire, de 4560 ore/an şi valorile reale, înregistrate – v. poz. 1

din tabelul 1 - sunt cuprinse între 624 şi 840 ore/an.

Duratele perioadei de încălzire, pentru Municipiul Galaţi, în anii 2010-2012

Tabelul 1

Nr. crt.

Marimi carateristice U.M. În anul

2010 2011 2012 1 2 3 4 5 6

1. Durata perioadei de încălzire ore/an 3936 3768 3720

2. Durata anuală de alimentare cu căldură - a se vedea nota de mai jos

ore/an 8544 8616 8544

Notă pentru tabelul 1: Durata anuală de alimentare cu căldură cuprinde perioada de iarnă, când se livrează căldură pentru apă caldă de consum şi încălzire şi perioada de vară când se livrează căldură numai pentru apa caldă de consum. Aceasta este egală cu diferenţa dintre durata calendaristică a unui an (8760 ore) şi durata reviziilor programate.

3.2 Debranşări ale consumatorilor

Pe baza datelor ANRSC, evoluţia în perioada 2004-2012 a numărului total de

apartamente racordate la SACC al Municipiului Galaţi, este prezentată în fig 2.

Fig. 3 – Evoluţia numărului de apartamente branşate la SACC din Municipiul Galaţi



Din fig. 3 se constată că numărul actual de apartamente branşate la SACC

reprezintă cca. 82% din numărul de apartamente la nivelul anului 2004. Ţinând seama

însă de numărul iniţial de apartamente branşate la SACC, de cca. 110000 apartamente,

numărul actual reprezintă cca. 64% din numărul iniţial de apartamente, adică un grad

de debranşare de cca. 36%.

Având în vedere evoluţia alarmantă a debranşărilor, se impune adoptarea unor

măsuri care să conducă la stoparea/ limitarea debranşărilor.

3.3 Consumurile anuale de căldură

Datele privind consumurile anuale de căldură, aferente perioadei 2010-2012, au

fost puse la dispoziţie de CET Galaţi (pentru căldura livrată la gardul centralei şi

respectiv la intrarea în punctele termice – v. anexa A.1.1. şi A.1.2) şi de către SC

Apaterm SA, pentru căldura intrată, livrată şi respectiv vândută la consumatorii racordaţi

la RTS pentru încălzire şi a.c.c. aparţinând SC Apaterm SA – v. anexa A.1.3. Valorile

respective sunt prezentate în tabelul 2. În tabelul 2, datele de exploatare pentru anul

2012, corespunzătoare pentru CET Galaţi cuprind numai primele 10 luni ale anului. Ca

urmare, se vor considera ca fiind relevante numai datele din anii 2010 şi 2011.

Din tabelul 2, se constată că pentru unele date comune, furnizate de cele două

societăţi, există diferenţe – v. cantitatea anuală de căldură livrată în punctele termice,

poz. 2, anul 2011. În urma discuţiilor cu reprezentanţii SC Apaterm SA, diferenţa

constatată se datorează faptului că unul din punctele termice (PT Gheorghe Asachi) a

fost preluat de către SC CET Galaţi SA.



Consumurile anuale de căldură Tabelul 2

nr. crt.

Mărimea U.M Anul

Menţiuni 2010 2011 2012

1 2 3 4 5 6 7

1 Cantitatea de căldură intrată în RTP

Gcal/ an 629262 597185 497516 date CET Galaţi

2 Cantitatea de căldură intrată în punctele termice urbane apartinand APATERM

Gcal/ an 527787 488468 449048 date Apaterm


3 Cantitatea de căldură vanduta din RTP


% 3 3.1 3 % din poz 1

4 Pierderi in RTP Gcal/ an 82192 89959 32262 poz 1-poz 2-poz 3

% 13 15.1 6 % din poz 1

5 Cantitatea de căldură livrată din punctele termice urbane apartinand APATERM


% 95.00 95.00 95.00 % din poz 2

6 Cantitatea de căldură vândută, la consumatori


% 75.46 75.09 74.12 % din poz 2

% 63.29 61.42 66.90 % din poz 1

7 Pierderi in PT Gcal/an 26390 24423 22452 (poz. 2-poz. 5)

% 5 5 5 % din poz 2

8 Pierderi in RTS

Gcal/an 103150 97253 93742 (poz 5-poz. 6)

% 20.57 20.96 21.97 % din poz 5

% 19.54 19.91 20.88 % din poz 2

9 Pierderile totale in SDC Gcal/an 129540 121676 116194 (poz 2-poz 6)

% 24.54 24.91 25.88 % din poz 2

10 Pierderile totale in STDC Gcal/an 211732 211636 148456 poz 1-poz 3-poz 6

% 34 35 30 % din poz 1

Din datele prezentate în tabelul 2 se constată următoarele:

- din căldura livrată la gardul centralei, cca. 84% este livrată în PT aparţinând

SC Apaterm SA, 3% vândută clienţilor racordaţi la RTP şi cca. 13% reprezintă

pierderi de căldură în RTP;

- din căldura intrată în PT aparţinând SC Apaterm SA, cantitatea de căldură

vândută la consumatori pentru înc. şi acc. reprezintă în medie 74%, diferenţa

fiind pierderi de căldură în PT (5%) şi în RTS (20-21%) – v. poz. 7, 8 şi 9 din

tabelul 2;

- la nivelul ansamblului SDC, pierderile de căldură reprezintă cca. 25% din

cantitatea de căldură intrată în PT-uri – v. poz. 9 din tabelul 2;

- la nivelul ansamblului STDC (RTP+PT+RTS) căldura vândută – din RTP şi

RTS - reprezintă între 64.5 şi 70% din căldura intrată în RTP sau livrată la

gardul sursei (CET Galaţi), diferenţa fiind reprezentată de pierderile totale de



căldură la nivelul ansamblului STDC (între 30 şi 35.5%). –v. poz 10 din tabelul

2;

- în tabelul 2, poz. 1 se constată o valoare mică a cantităţii de căldură intrată în

RTP, comparativ cu anii 2010 şi 2011, ceea ce conduce la o valoare

procentuală foarte mică a pierderilor în RTP. Aceasta se explică prin faptul că

datele transmise de CET Galaţi se referă la primele 10 luni ale anului.

În fig. 4..6 se prezintă diagramele Sankey pentru SACC la nivelul anului 2011,

după cum urmează: fig. 4 – diagrama Sankey pentru sistemul de distribuţie alcătuit din

PT/SC+RTS, pe baza datelor din anexa A.2.1; fig. 5 reprezintă diagrama Sankey pentru

ansamblul celor 6 centrale termice pe baza datelor din anexa A.2.8 şi fig. 6 reprezintă

diagrama Sankey pentru sistemul de transport şi distribuţie a căldurii

(RTP+PT/SC+RTS) pe baza datelor din anexele A.1.1 ÷ A.1.3.

Din fig. 4 se constată că pierderile în SDC (dQ.PT+dQ.RTS) reprezintă cca. 25%

(2%+23%) din cantitatea de căldură intrată în punctele termice (Qi.PT).

Fig. 4 – Diagrama Sankey pentru SDC al SACC, la nivelul anului 2011



Din fig. 5 se constată că la nivelul ansamblului celor 6 centrale termice,

randamentul producerii căldurii este 72%. Pierderile în reţelele de distribuţie reprezintă

cca. 7%.

Fig. 5 – Diagrama Sankey pentru ansamblul centralelor termice, la nivelul anului 2011

Fig. 6 – Diagrama Sankey pentru STDC al SACC, la nivelul anului 2011



Din fig. 6 se constată că randamentul STDC, este de cca.65%, diferenţa fiind

pierderi (pierderi în RTP+pierderi în PT+pierderi în RTS).

Pe baza datelor din anexa A.2.2, s-a determinat structura consumului de căldură

din SACC, în perioada 2010-2012. Fig. 7..9 prezintă structura consumului de căldură

după cum urmează:

- fig. 7 – structura consumului de căldură din sistemul de distribuţie a căldurii

(SDC) funcţie de tipul consumatorilor (populaţie / agenţi economici);

- fig 8 şi 9 – structura consumului de căldură pentru populaţie şi agenţi

economici.

Din fig 7 se constată că populaţia reprezintă clientul principal al SACC – cca. 92%

din consumul de căldură din SACC, diferenţa de 8% fiind reprezentată de agenţii

economici.

Structura consumului total de căldură al populaţiei este reprezentată de consumul

de căldură pentru încălzire – cca. 77% şi cel pentru acc – cca. 23% - v. fig. 8.

2010

populatie

91,88%

agenti

economci

8,12%

2011agenti

economci

8,72%

populatie

91,28%

2012

populatie

91,40%

agenti

economci

8,60%

agenti

econ

agenti

econ

agenti

econ

2010

incalzire

76,18%

acc

23,82%

2011acc

23,26%

incalzire

76,74%

2012

acc

23,13%

incalzire

76,87%

Fig. 7 – Structura consumului de căldură din SDC, funcţie de tipul consumatorilor

Fig. 8 – Structura consumului de căldură la populaţie



Structura consumului de căldură pentru agenţii economici este compusă din 95%-

consumul de căldură pentru înc şi 5% - consumul de căldură pentru acc – v. fig 9.

3.4 Necesarul de căldură la consumator

Necesarul de căldură la consumator, cu cele două componente ale sale – căldura

pentru înc şi acc – s-a determinat pe baza cantităţilor facturate la consumator astfel:

-necesarul de căldură pentru încălzire s-a determinat ţinând seama de

cantităţile de căldură facturate pentru fiecare punct termic în parte în anul 2012 şi

caracteristicile climatice ale Municipiului Galaţi, plecând de la premisa conform căreia

cantităţile de căldură facturate au asigurat confortul termic al consumatorilor. Pe baza

acestui principiu s-a determinat valoarea medie a consumului de căldură pentru

încălzire – v. rel (3.1). Valoarea maximă sau de calcul s-a determinat prin corectarea

valorii medii a consumului de căldură pentru încălzire cu valoarea temperaturii

exterioare de calcul pentru Municipiul Galaţi – v. rel (3.2).

inc

fmdinc

D

Qq (3.1)

mde

ci

ce

cimd

incMinc

tt

ttqq

(3.2)

unde:

mdincq - consumul mediu de căldură pentru încălzire [MW]

fQ - cantitatea anuală facturată pentru încălzire [MWh]

2010 acc

5,11%

incalzire

94,89%

2011

incalzire

95,94%

acc

4,06%

2012

incalzire

95,36%

acc

4,65%

Fig. 9 – Structura consumului de căldură la agenţii economici



incD - durata sezonului de încălzire în anul 2012 [ore/an]

cit - temperatura interioară de calcul, conf. SR 1907-1/1997 [0C]

cet - temperatura exterioară de calcul, conf. SR 1907-2/1997 [0C]

mdet - temperatura exterioară medie pe durata sezonului de încălzire [0C]

- pentru apa caldă de consum, debitul de căldură mediu de calcul s-a calculat ca

medie între cantitatea medie anuală rezultată din consumul anual facturat la

consumator şi debitul de căldură calculat după SR ţinând seama de un consum mediu

zilnic de 60 litri/apa caldă cu temperatura de 600 C/persoana/zi.

Acest mod de calcul a fost convenit cu reprezentanţii SC Apaterm SA, deoarece

în urma calculului de dimensionare conf. standardelor în vigoare s-au constatat

diferenţe foarte mari între valorile medii rezultate din cantităţile facturate şi valorile medii

de calcul rezultate din dimensionarea conf. standardelor. Aceste diferenţe foarte mari se

explică prin introducerea contorizării la consumator, ceea ce a condus la o scădere a

consumului cu cca. 40%.

Ca urmare, dimensionarea strict după standardele în vigoare ar fi condus la

supradimensionarea reţelelor de transport şi distribuţie şi în final a sursei de

producere a căldurii.

Cele două valori – necesarul de căldură maxim pentru încălzire – şi necesarul

mediu de căldură pentru apa caldă - vor fi luate în calcul la dimensionarea surselor de

producere a căldurii pentru variantele ce vor fi analizate in cadrul prezentei strategii.

Necesarul maxim de căldură pentru încălzire, Miq , la nivelul ansamblului

consumatorilor branşaţi în prezent este )h/Gcal.(MW.qMi 444147477171 .

Necesarul mediu de căldură pentru încălzire, mdiq , la nivelul ansamblului

consumatorilor branşaţi în prezent este )h/Gcal.(MW.qmdi 5197234084 .

Necesarul mediu de apă caldă la nivelul consumatorilor racordaţi în prezent,

)h/Gcal.(MW.qmdacc 5371506918 .



Necesarul total, de calcul la nivelul consumatorilor racordaţi în prezent,

)h/Gcal.(MW.qMiarna 981162546189 .

In ceea ce priveşte nivelul pierderilor de căldură, pentru sistemul de transport şi

distribuţie se va considera 20%.

Tabelul 3 prezintă valorile de calcul rezultate pentru fiecare punct termic, în

parte, şi la nivelul ansamblului punctelor termice.

pag.27

Necesarul de căldură pentru consumatorii alimentaţi cu căldură din SACC al Municipiului Galaţi Tabelul 3

nr. crt.

Denumirea PT/SC

Necesarul de căldură pentru

încălzire

Apă caldă de

consum Necesarul total de căldură

Necesarul maxim de calcul,

Miarnaq

mediu maxim mediu maxim iarna

mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar

[MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [Gcal]

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

1. ATELIERUL MECANIC

0.028 0.058 0.002 0.060 0.031 0.002 0.060 0.051

2. P.T. AVANTUL 0.153 0.310 0.019 0.329 0.172 0.019 0.329 0.283

3. P.T. C 0.195 0.396 0.037 0.434 0.232 0.037 0.434 0.373

4. P.T. H 0.234 0.475 0.043 0.518 0.277 0.043 0.518 0.446

5. P.T. L 0.466 0.948 0.099 1.048 0.566 0.099 1.048 0.901

6. P.T. MODERN 0.024 0.049 0.000 0.049 0.024 0.000 0.049 0.042

7. P.T. P3 0.612 1.244 0.136 1.380 0.748 0.136 1.380 1.187

8. P.T. A 0.423 0.860 0.067 0.926 0.489 0.067 0.926 0.797

9. P.T. CRISTAL 0.308 0.627 0.038 0.664 0.346 0.038 0.664 0.571

10. P.T. LICEUL DE MUZICA

0.060 0.123 0.007 0.130 0.068 0.007 0.130 0.112

11. P.T. MIHAI BRAVU

0.202 0.410 0.026 0.436 0.228 0.026 0.436 0.375

12. P.T. POLICLINICA 0.329 0.669 0.031 0.700 0.360 0.031 0.700 0.602

13. P.T. CFR 1 0.194 0.394 0.023 0.417 0.217 0.023 0.417 0.358

14. P.T. CFR 2 0.373 0.759 0.033 0.791 0.406 0.033 0.791 0.680

15. P.T. PLOMBA 0.467 0.949 0.077 1.026 0.544 0.077 1.026 0.882

16. P.T. VULTUR 0.144 0.292 0.031 0.324 0.175 0.031 0.324 0.278

17. P.T. W 3 0.254 0.516 0.093 0.609 0.347 0.093 0.609 0.524

18. S.C. 14 0.650 1.322 0.153 1.475 0.803 0.153 1.475 1.269

19. S.C. 14 BIS (NOU) 0.066 0.134 0.012 0.145 0.077 0.012 0.145 0.125

20. S.C. 15 1.055 2.145 0.246 2.390 1.301 0.246 2.390 2.055

21. S.C. 16 0.664 1.351 0.130 1.481 0.795 0.130 1.481 1.273

22. S.C. 1 MAZEPA 0.682 1.386 0.177 1.563 0.859 0.177 1.563 1.344

23. S.C. 2 MAZEPA 1.008 2.049 0.243 2.292 1.251 0.243 2.292 1.971

pag.28


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

24. S.C. 81 0.673 1.367 0.162 1.529 0.835 0.162 1.529 1.315

25. S.C. 82 0.910 1.850 0.220 2.071 1.130 0.220 2.071 1.780

26. P.T. 6 MARTIE 0.356 0.723 0.065 0.788 0.421 0.065 0.788 0.678

27. P.T. ALBATROS 0.392 0.798 0.078 0.876 0.471 0.078 0.876 0.754

28. P.T. RAZBOIENI 0.075 0.152 0.009 0.161 0.084 0.009 0.161 0.138

29. S.C. 111 0.359 0.729 0.126 0.855 0.485 0.126 0.855 0.735

30. S.C. 112 0.297 0.603 0.034 0.637 0.330 0.034 0.637 0.548

31. S.C. 113 0.533 1.084 0.109 1.192 0.642 0.109 1.192 1.025

32. S.C. 114 0.491 0.998 0.090 1.088 0.581 0.090 1.088 0.936

33. P.T. M 0.417 0.848 0.082 0.930 0.499 0.082 0.930 0.799

34. P.T. P1 0.565 1.149 0.099 1.248 0.664 0.099 1.248 1.073

35. P.T. P2 0.720 1.465 0.126 1.591 0.847 0.126 1.591 1.368

36. P.T. R3 0.596 1.211 0.152 1.363 0.748 0.152 1.363 1.172

37. P.T. 3 0.482 0.980 0.088 1.068 0.570 0.088 1.068 0.918

38. P.T. 5 0.542 1.102 0.144 1.246 0.686 0.144 1.246 1.071

39. P.T. 6 0.795 1.616 0.163 1.779 0.958 0.163 1.779 1.529

40. P.T. 7 1.057 2.148 0.223 2.371 1.279 0.223 2.371 2.039

41. P.T. 8 0.461 0.938 0.125 1.063 0.586 0.125 1.063 0.914

42. P.T. 9 0.295 0.599 0.144 0.743 0.439 0.144 0.743 0.639

43. P.T. G1 0.239 0.485 0.054 0.540 0.293 0.054 0.540 0.464

44. P.T. 0-SATURN 0.571 1.162 0.114 1.276 0.685 0.114 1.276 1.097

45. P.T. 1-SATURN 0.508 1.032 0.126 1.158 0.634 0.126 1.158 0.996

46. P.T. 2-SATURN 0.383 0.779 0.109 0.888 0.492 0.109 0.888 0.764

47. P.T. 4-SATURN 0.481 0.979 0.092 1.071 0.573 0.092 1.071 0.921

48. S.C. 61-SATURN 0.742 1.509 0.169 1.679 0.912 0.169 1.679 1.443

pag.29


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

49. P.T. CRIZANTEMELOR

0.093 0.189 0.015 0.203 0.107 0.015 0.203 0.175

50. S.C. 3 0.344 0.700 0.069 0.770 0.414 0.069 0.770 0.662

51. S.C. 5 0.296 0.601 0.059 0.660 0.354 0.059 0.660 0.567

52. S.C. 7 0.384 0.781 0.097 0.879 0.482 0.097 0.879 0.755

53. S.C. 8 0.292 0.594 0.079 0.673 0.371 0.079 0.673 0.579

54. S.C. 9-TIGLINA 2A 0.599 1.217 0.124 1.342 0.723 0.124 1.342 1.154

55. P.T. DOINA 0.926 1.883 0.162 2.045 1.088 0.162 2.045 1.759

56. S.C. 17 ANEXA 1.684 3.423 0.404 3.827 2.087 0.404 3.827 3.290

57. S.C. 18 0.975 1.982 0.207 2.190 1.182 0.207 2.190 1.883

58. S.C. 19 0.594 1.207 0.138 1.345 0.731 0.138 1.345 1.157

59. S.C. 20 1.158 2.355 0.220 2.575 1.378 0.220 2.575 2.214

60. S.C. 57 0.911 1.852 0.180 2.032 1.091 0.180 2.032 1.747

61. S.C. 21 0.816 1.658 0.185 1.844 1.001 0.185 1.844 1.585

62. S.C. 22 1.221 2.482 0.253 2.735 1.474 0.253 2.735 2.352

63. S.C. 23 0.967 1.966 0.253 2.219 1.220 0.253 2.219 1.908

64. S.C. 24 0.648 1.318 0.094 1.412 0.743 0.094 1.412 1.214

65. S.C. 54 0.490 0.997 0.113 1.110 0.603 0.113 1.110 0.955

66. S.C. 55 0.267 0.542 0.055 0.597 0.322 0.055 0.597 0.513

67. P.T. L 10 0.166 0.337 0.040 0.376 0.205 0.040 0.376 0.324

68. P.T. L 12 0.212 0.430 0.058 0.488 0.270 0.058 0.488 0.420

69. S.C. 25 0.572 1.162 0.122 1.284 0.694 0.122 1.284 1.104

70. S.C. 26 0.726 1.476 0.143 1.618 0.869 0.143 1.618 1.392

71. S.C. 51 0.949 1.929 0.232 2.161 1.181 0.232 2.161 1.858

72. S.C. 52 0.765 1.556 0.197 1.753 0.962 0.197 1.753 1.507

pag.30


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

73. S.C. 53 0.797 1.621 0.205 1.826 1.002 0.205 1.826 1.570

74. S.C. 31 1.166 2.371 0.274 2.645 1.440 0.274 2.645 2.274

75. S.C. 32 1.580 3.213 0.322 3.535 1.902 0.322 3.535 3.040

76. S.C. 33 1.181 2.401 0.312 2.713 1.493 0.312 2.713 2.333

77. S.C. 34 1.298 2.639 0.315 2.954 1.613 0.315 2.954 2.540

78. S.C. 50 0.632 1.285 0.142 1.427 0.774 0.142 1.427 1.227

79. S.C. 35 1.207 2.455 0.281 2.736 1.489 0.281 2.736 2.353

80. S.C. 36 1.077 2.190 0.221 2.411 1.298 0.221 2.411 2.073

81. S.C. 37 0.994 2.021 0.236 2.257 1.230 0.236 2.257 1.940

82. S.C. 38 0.904 1.838 0.219 2.058 1.123 0.219 2.058 1.769

83. S.C. 40 0.910 1.850 0.218 2.068 1.128 0.218 2.068 1.778

84. S.C. 43 1.543 3.137 0.395 3.532 1.938 0.395 3.532 3.037

85. S.C. 44 0.881 1.792 0.211 2.002 1.092 0.211 2.002 1.722

86. S.C. 45 1.589 3.232 0.264 3.496 1.854 0.264 3.496 3.006

87. S.C. 47 0.410 0.834 0.074 0.907 0.484 0.074 0.907 0.780

88. S.C. 49 0.006 0.013 0.000 0.013 0.006 0.000 0.013 0.011

89. P.T. LICEUL MET (Lic3)

0.849 1.726 0.170 1.896 1.019 0.170 1.896 1.630

90. S.C. 11 0.530 1.078 0.116 1.194 0.646 0.116 1.194 1.027

91. S.C. 70 0.980 1.992 0.259 2.251 1.239 0.259 2.251 1.935

92. S.C. 73 1.014 2.062 0.226 2.288 1.240 0.226 2.288 1.967

93. S.C. 74 0.978 1.989 0.231 2.221 1.210 0.231 2.221 1.909

94. S.C. 75 0.475 0.966 0.083 1.049 0.558 0.083 1.049 0.902

95. P.T. I.C.M.R.S.G.(50 sau Lic 9)

0.836 1.699 0.130 1.829 0.966 0.130 1.829 1.573

pag.31


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

96. P.T. N4 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

97. S.C. 67 1.266 2.574 0.256 2.830 1.522 0.256 2.830 2.433

98. S.C. 69 0.926 1.883 0.196 2.079 1.122 0.196 2.079 1.787

99. S.C. 71 1.149 2.336 0.180 2.516 1.329 0.180 2.516 2.164

100. S.C. 72 1.102 2.240 0.233 2.474 1.335 0.233 2.474 2.127

101. S.C. 90 0.145 0.294 0.027 0.321 0.171 0.027 0.321 0.276

102. S.C. 10 0.702 1.427 0.144 1.571 0.846 0.144 1.571 1.351

103. S.C. 4 1.646 3.346 0.437 3.783 2.082 0.437 3.783 3.253

104. S.C. 5 MICRO 38 1.226 2.493 0.271 2.765 1.498 0.271 2.765 2.377

105. S.C. 9 MICRO 38 1.166 2.370 0.309 2.679 1.475 0.309 2.679 2.304

106. S.C. 104 1.051 2.138 0.192 2.329 1.243 0.192 2.329 2.003

107. S.C. 6 1.711 3.479 0.304 3.782 2.015 0.304 3.782 3.252

108. S.C. 7-MICRO 39 1.237 2.515 0.248 2.763 1.485 0.248 2.763 2.376

109. P.T. C.S.G. 0.620 1.261 0.132 1.392 0.752 0.132 1.392 1.197

110. S.C. 1 MICRO 40 1.210 2.461 0.153 2.614 1.363 0.153 2.614 2.248

111. S.C. 2 MICRO 40 1.131 2.300 0.190 2.489 1.321 0.190 2.489 2.140

112. S.C. 3 MICRO 40 1.074 2.185 0.215 2.399 1.289 0.215 2.399 2.063

113. S.C. 58 1.486 3.021 0.310 3.331 1.796 0.310 3.331 2.864

114. S.C. 62 0.346 0.704 0.102 0.806 0.448 0.102 0.806 0.693

115. S.C. 63 1.392 2.830 0.244 3.075 1.637 0.244 3.075 2.644

116. S.C. 65 1.325 2.695 0.248 2.942 1.573 0.248 2.942 2.530

117. P.T. I1 0.000 0.000 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.009

118. P.T. I2 0.000 0.000 0.012 0.012 0.012 0.012 0.012 0.011

119. S.C. 12 1.039 2.113 0.214 2.327 1.253 0.214 2.327 2.001

120. S.C. 59 0.684 1.390 0.152 1.542 0.836 0.152 1.542 1.326

pag.32


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

121. S.C. 64 1.282 2.607 0.258 2.865 1.540 0.258 2.865 2.463

TOTAL GENERAL 84.340 171.477 18.069 189.546 102.409 18.069 189.546 162.981



CAPITOLUL 4. CADRUL LEGISLATIV ŞI DE REGLEMENTARE

4.1 Cadrul legislativ în vigoare

Principalele legi şi reglementări în domeniul energiei şi protecţiei mediului

Reglementări în domeniul energiei

A.1 Reglementări cu caracter internaţional

Directiva 2004/8/CE a Parlamentului European şi a Consiliului privind

promovarea cogenerării pe baza cererii de energie termică utilă pe piața internă a

energiei

Scopul Directivei este de a creşte randamentul energetic și de a îmbunătăți

securitatea de aprovizionare, prin crearea unui cadru pentru promovarea și dezvoltarea

cogenerării cu randament ridicat a energiei electrice și termice, pe baza cererii de

energie termică utilă și a economiilor de energie primară pe piața internă de energie,

ţinând seama de împrejurările naționale specifice, în special cele privind condițiile

economice și climatice.

Directiva defineşte indicatorii de bază şi valorile minime admise pentru promovarea

soluţiei de cogenerare ţinându-se seama de tipul combustibilului utilizat şi al tehnologiei

de cogenerare adoptată şi stabileşte măsurile necesare utilizării cât mai eficiente a

potenţialului cogenerării în contextul pieţei de energie.

A.2 Reglementări cu caracter naţional

Legea 51/2006 a serviciilor comunitare de utilităţi publice, modificată şi

completată cu OUG 13/2008.

Stabileşte un cadru juridic şi instituţional unitar precum şi obiectivele specifice,

competentele, rolul şi instrumentelepentru înfiinţarea, organizarea, gestionarea,

finanţarea, monitorizarea şi controlul serviciilor comunitare de utilităţi publice, inclusiv

serviciile publice de alimentare cu energie termică.



Serviciile de utilităţi publice fac parte din sfera serviciilor publice de interes

general şi au următoarele particularităţi:

• au caracter economico-social;

• răspund unor cerinţe şi necesităţi de interes şi utilitate publică;

• au caracter tehnico-edilitar;

• au caracter permanent şi regim de funcţionare continuu;

• regimul de funcţionare poate avea caracteristici de monopol;

• presupun existenţa unei infrastructuri tehnico-edilitare adecvate;

• aria de acoperire are dimensiuni locale: comunale, orăşeneşti, municipale sau

judeţene;

• sunt înfiinţate, organizate şi coordonate de autorităţile administratiei publice

locale;

• sunt organizate pe principii economice şi de eficienţă;

• pot fi furnizate/prestate de către operatori care sunt organizaţi şi funcţionează

fie în baza reglementărilor de drept public, fie în baza reglementărilor de drept

privat;

• sunt furnizate/prestate pe baza principiului "beneficiarul plăteşte";

• recuperarea costurilor de exploatare ori de investiţii se face prin preţuri, tarife

sau taxe speciale.

Autorităţile administraţiei publice locale au competenţa exclusivă, în condiţiile

legii, în tot ceea ce priveşte înfiinţarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea şi

controlul funcţionării serviciilor de utilităţi publice.

Guvernul asigură realizarea politicii generale a statului în domeniul serviciilor de

utilităţi publice, în concordanţă cu Programul de guvernare şi cu obiectivele Planului

naţional de dezvoltare economico-socială a ţării.

Legea nr. 325/2006 – Legea serviciului public de alimentare cu energie

termică (publicată în Monitorul Oficial nr. 651/ 27 iulie 2006)

Legea nr. 325/2006 reglementează desfăşurarea activităţilor specifice serviciilor

publice de alimentare cu energie termică utilizată pentru încălzire şi prepararea apei

calde de consum, respectiv producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei

termice în sistem centralizat, în condiţii de eficienţă şi la standarde de calitate, în



vederea utilizării optime a resurselor de energie şi cu respectarea normelor de protecţie

a mediului.

Obiectivele principale ale acestei legi sunt:

asigurarea continuităţii serviciului public de alimentare cu energie termică;

b) asigurarea calităţii serviciului public de alimentare cu energie termică;

c) accesibilitatea preţurilor la consumatori;

d) asigurarea resurselor necesare serviciului public de alimentare cu energie

termică, pe termen lung;

e) asigurarea siguranţei în funcţionare a serviciului public de alimentare cu energie

termică;

f) evidenţierea transparentă a costurilor în stabilirea preţului energiei termice.

Prevederile legii se aplică serviciului public de alimentare cu energie termică în

sistem centralizat înfiinţat şi organizat la nivelul comunelor, oraşelor, municipiilor sau

judeţelor, indiferent de mărimea acestora.

Serviciul de alimentare cu energie termică în sistem centralizat face parte din sfera

serviciilor comunitare de utilităţi publice şi cuprinde totalitatea activităţilor privind

producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice, desfăşurate la nivelul

unităţilor administrativ-teritoriale sub conducerea, coordonarea şi responsabilitatea

autorităţilor administraţiei publice locale sau asociaţiilor de dezvoltare comunitară, după

caz, în scopul asigurării energiei termice necesare încălzirii şi preparării apei calde de

consum pentru populaţie, instituţii publice, obiective social-culturale şi operatori

economici.

În sensul acestei legi, sistemul de alimentare centralizată cu energie termică, este

alcătuit dintr-un ansamblu tehnologic şi funcţional unitar constând din construcţii,

instalaţii, echipamente, dotări specifice şi mijloace de măsurare destinat producerii,

transportului, distribuţiei şi furnizării energiei termice pe teritoriul localităţilor, care

cuprinde:

a) centrale termice sau centrale electrice de termoficare;

b) reţele de transport;

c) puncte termice/staţii termice;

d) reţele de distribuţie;

e) construcţii şi instalaţii auxiliare;



f) branşamente, până la punctele de delimitare/separare a instalaţiilor;

g) sisteme de măsură, control şi automatizare.

HG nr. 381/2008 pentru aprobarea Programului Termoficare 2006-2015

Caldura şi Confort (publicată în M.Of. nr. 345/5 mai. 2008)

Programul Termoficare 2006 – 2015, Căldură şi Confort are următoarele obiective

de bază:

revigorarea soluţiilor de cogenerare, în condiţiile socio-economice noi şi de

perspectivă ale României;

promovarea soluţiilor de cogenerare de cea mai înaltă performanţă tehnică;

promovarea soluţiilor de cogenerare în condiţiile reale de eficienţă energetică şi

economică;

încercarea, pe baze tehnice, de eficienţă economică bazată pe criteriul final al

facturii energetice minime (căldură + energie + apă + combustibil) la nivelul

consumatorului, de a demonstra şi stabili domeniile de eficienţă ale sistemelor de

alimentare cu căldură bazate pe cogenerare, faţă de producerea separată a

căldurii şi a energiei electrice.

Legea Energiei Electrice şi a gazelor naturale nr. 123/ 2012

Stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţilor în sectorul

energiei electrice şi al energiei termice produse în cogenerare, în vederea utilizării

optime a resurselor primare de energie în condiţiile de accesibilitate, disponibilitate şi

suportabilitate şi cu respectarea normelor de siguranţă, calitate şi protecţie a mediului.

Ţinând seama de art. 78 din constituţia României, legea a intrat în vigoare la 3

zile de la publicarea în Monitorul Oficial (M.Of. nr. 485 din 16 iulie 2012), cu excepţia

articolelor 32 şi 127 pentru care sunt prevăzute termene explicite, respectiv 3 martie

2013.

Hotărârea de guvern nr. 219/ 2007 privind privind promovarea cogenerării

bazate pe cererea de energie termică utilă

Stabileşte cadrul legal necesar promovării şi dezvoltării cogenerării de înaltă

eficienţă a energiei termice şi a energiei electrice, bazată pe cererea de energie termică

http://www.cdep.ro/pls/legis/legis_pck.lista_mof?idp=17866



utilăşi pe economisirea energiei primare pe piaţa de energie, în scopul creşterii

eficienţei energetice şi al îmbunătăţirii securităţii alimentării cu energie, ţinând seama de

condiţiile climatice şi economice specifice României.

Transpune Directiva UE nr. 8/2004 în legislaţia naţională.

Criteriile de eficienţă pentru cogenerare prevăzute în HG 219/2007 privind

promovarea cogenerării bazate pe energia termică utilă. Conform prevederilor HG,

criteriile de eficienţă pentru cogenerare sunt:

1. pentru unităţi cu Pi<1MWe: realizarea unei economii de energie primară faţă

de valorile de referinţă ale producerii separate a energiei electrice şi căldurii;

2. pentru unităţi cu 1 MWe < Pi < 25 MWe: realizarea unei economii de energie

primară de cel puţin 10% faţă de valorile de referinţă ale producerii separate a

energiei electrice şi căldurii ;

3. pentru unităţi cu Pi > 25 MWe: realizarea unei economii de energie primară de

cel puţin 10% faţă de valorile de referinţă ale producerii separate a energiei

electrice şi căldurii şi unui randament global de cel puţin 70%.

Hotărârea de guvern nr. 1215/ 2009 privind privind stabilirea criteriilor şi a

condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea

cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă

Stabileşte cadrul legal necesar implementării schemei de sprijin de tip bonus pentru

promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă,

instituită prin HG 219/2007. Bonusul pentru cogenerare se acordă pentru energia

electrică produsă în centrale de cogenerare de înaltă eficienţă, pentru compensarea

diferenţei între costurile activităţii de producere şi a veniturilor rezultate din vânzarea

energiei electrice şi termice.

Schema de sprijin se aplică pe o perioadă de 11 ani consecutivi, în perioada

2010-2023.

A.3 Reglementări cu caracter instituţional

Ordinul ANRE nr. 3/2010, cu modificările din ord. 37/2010, 17/2011, 43/2012,

1/2013, privind Metodologia de stabilire şi ajustare a preţurilor pentru energia

electrică şi termică produsă şi livrată din centrale de cogenerare ce beneficiază



de schema de sprijin, respectiv a bonusului pentru cogenerarea de înaltă

eficienţă

Stabileşte modul de determinare şi ajustare pe perioada de aplicare a schemei de

sprijin conform prevederilor HG 1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor

necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă

eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă.

Ordinul ANRE nr. 23/2010 privind Regulamentul de calificare a producţiei

de energie electrică în cogenerare de înaltă eficienţă şi de verificare şi

monitorizare a consumului de combustibil şi a producţiilor de energie electrică şi

energie termică utilă în cogenerare de înaltă eficienţă

Stabileşte procedura de determinare a cantităţilor de energie electrică ce

beneficiază lunar de Schema de sprijin, în cazul Configuraţiilor de producţie în

cogenerare amplasate în centrale având o capacitate electrică instalată totală mai mare

sau egală cu 1 MWe precum şi în cazul celor care nu intră sub incidenţa prevederilor

art. 27 din HG 1215/2009, respectiv cei care nu beneficiază de bonus.

Ordinul ANRE nr. 45/2012 privind Aprobarea valorilor bonusurilor de

referinţă pentru energia electrică şi a preţurilor de referinţă pentru energia

termică produsă şi livrată din centrale de cogenerare de înaltă eficienţă

Ord. 45 din 2012 prevede valorile bonusurilor de referinţă pentru energia

electrică produsă şi livrată din centrale de cogenerare de înaltă eficienţă acordate

producătorilor de energie electrică şi termică ce beneficiză de schema de sprijin în

funcţie de tipul combustibilului utilizat. Acestea reprezintă valorile maxime ale bonusului

şi respectiv al preţului energiei termice livrată la gardul centralei, funcţie de tipul

combustibilului utilizat.

Ordinul 45/2012 a intrat în vigoare la data de 1 ianuarie 2013. Până la data de 1

ianuarie 2013 s-au aplicat valorile de referinţă prevătzute în ord. ANRE nr. 18/2011.

Ordinul ANRE nr. 33/2012 privind instituirea unor reguli pe piaţa de echilibrare

aplicabile producţiei de energie electrică ce beneficiază de sisteme de promovare



Prevede valori minime şi maxime ale enerigie electrice pe piaţa de echilibrare. Conf.

art. 1, alin. 4, preţul minim al energiei electrice este 10 lei/MWh.

Conf. art. 3, alin a, diferenţa dintre cel mai mare preţ ofertat şi cel mai mic este de

max. 150 lei/MWh, iar conf. alin. B, preţul maxim ofertat este 450 lei/MWh.

Ordinul ANRE nr. 38/2012 pentru aprobarea Valorilor de referinţǎ armonizate

aplicabile la nivel naţional ale eficienţei pentru producerea separatǎ de energie

electricǎ, respectiv de energie termicǎ şi pentru aprobarea factorilor de corecţie

aplicabili la nivel naţional

Prevede valorile de referinţǎ armonizate, aplicabile la nivel naţional ale eficienţei

pentru producerea separatǎ de energie electricǎ, respectiv de energie termicǎ şi cele

ale factorilor de corecţie aplicabili la nivel naţional, în conformitate cu prevederile HG

219/2007.

Aceste valori se utilizează la verificarea criteriilor de eficienţă a cogenerării, conform

Metodologiei prevăzute în anexa 3 la HG nr. 219/2007.

Ordinul 38/2012 a intrat în vigoare în luna noiembrie 2012, înlocuind ord. ANRE nr.

13/2007.

Reglementări în domeniul protecţiei mediului

B.1 Reglementări cu caracter internaţional

Decizia UE nr. 358/2002 privind aprobarea Protocolului de la Kyoto

Cota de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2012, la nivel

european este de 8% faţă de nivelul anului 1990.

Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23

aprilie 2009 de modificare a Directivei 2003/87/CE în vederea îmbunătăţirii şi

extinderii sistemului comunitar de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu

efect de seră

Conform acestei directive, începând cu anul 2013, se va aplica o nouă schemă

de comercializare a emisiilor de CO2 bazată pe principiul “poluatorul plăteşte“. Directiva

prevede ca începând cu anul 2013, toate emisiile de CO2 pentru producerea energiei

electrice se vor licita.



Se va stabili un plafon la nivel UE. Plafonul UE va suporta o reducere liniara de 1,74%

pe an.

Numărul total de certificate licitate de fiecare stat membru va fi compus din:

- 88% din numărul total de certificate care vor fi licitate se vor împărţi între

statele membre în funcţie de emisiile la nivelul anului 2005. Pentru România

se va lua în considerare anul 2007, primul an cu emisii verificate.

- 10 % din numărul total de certificate licitate se vor împărţi între statele membre

pentru reducerea emisiilor si adaptarea la schimbările climatice – (pentru

România 53% din 10%);

- 2% din numărul total de certificate licitate se vor împărţi între statele membre

care au avut emisii în 2005 mai mici cu cel puţin 20% fată de anul de bază

stabilit de protocolul de la Kyoto (pentru România 29% din 2 %).

Se acordă alocare gratuită doar pentru instalaţii pentru încălzire centralizată şi

răcire şi pentru instalaţii pentru încălzire şi răcire, cu producere de energie termică în

cogenerare de înaltă eficienţă destinată populaţiei, şi pentru toate celelalte instalaţii

industriale, dar şi această alocare gratuită este redusă treptat astfel încât să devină

30% în anul 2020 şi 0% în anul 2027.

Conf. art. 2, referitor la transpunere, statele membre trebuie să asigure intrarea

în vigoare a actelor cu putere de lege și a actelor administrative necesare pentru a se

conforma directivei până la 31 decembrie 2012.


privind limitarea emisiilor în atmosferă a anumitor poluanţi provenind de la

instalații mari de ardere

Stabileşte valorile limtă ale emisiilor instalaţiilor de ardere, a căror putere termică

instalată este mai mare sau egală cu 50 MW, indiferent de tipul de combustibil utilizat

(solid, lichid sau gazos).

Directiva 2010/75/CE privind emisiile industriale (prevenirea şi controlul

integrat al poluării)

Directiva 75 din 2010 prevede norme referitoare la prevenirea și controlul

integrat al poluării care rezultă din activităţile industriale.



Directiva stabileşte, de asemenea, norme destinate prevenirii sau, în cazul în

care aceasta nu este posibilă, reducerii emisiilor în aer, apă și sol, precum și norme

destinate prevenirii generării de deșeuri, pentru a se atinge un nivel înalt de protecţie a

mediului în ansamblul său.

De asemenea, începând cu 1 ianuarie 2016, directiva 75/2010 abrogă Directiva

2001/80.

B.2 Reglementări cu caracter naţional

Hotărârea de guvern nr. 440/2010 privind stabilirea unor măsuri pentru

limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi de la instalaţiile mari de

ardere

Scopul HG 440/2010 este stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor în aer ale

anumitor poluanţi proveniţi de la instalaţiile mari de ardere, valorile limită ale emisiilor şi

termene de conformare.

Transpune în legislaţia naţională Directiva 2001/80/CE.

Înlocuieşte HG nr. 543/2003, cu toate modificările ulterioare.

Programe naţionale pentru cofinanţarea investiţiilor în reabilitarea sistemelor

de alimentare centralizată cu căldură

Programul Termoficare 2006-2015, căldură şi confort finanţează investiţiile

realizate în:

a) reabilitarea sistemului centralizat de alimentare cu energie termică:

1. unitatea/unităţile de producere a căldurii;

2. reţeaua termică de transport a căldurii;

3. punctele termice sau modulele termice la nivel de imobil, acolo unde

se justifică economic;

b) reabilitarea termică a clădirilor (reţeaua interioară a imobilului, contorizarea

individuală şi robinetele termostatice, reabilitarea termică a anvelopei clădirii).



4.2 Documente recente aprobate de UE cu efect în viitorul apropiat


eficienţa energetică, de modificare a Directivelor 2009/125/CE şi 2010/30/UE şi de

abrogare a Directivelor 2004/8/CE şi 2006/32/CE

Anterior adoptării noii Directive UE nr. 27/2012, politica UE cu privire la eficienţa

energetică şi cogenerarea de înaltă eficienţă avea la bază o serie de reglementări,

adoptate în timp, respectiv:

- Directiva nr. 8/2004 privind promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza

cererii de energie termică utilă;

- Directiva nr. 32/2006 privind privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi

serviciile energetice.

Analizând rezultatele din ultimii ani, privind consumul de energie primară, Comisia

Europeană a constatat intensificarea importurilor de energie ale Uniunii, la preţuri din ce

în ce mai mari, iar estimările efectuate pe baza rezultatelor, au arătat că până în anul

2020 UE va realiza doar jumătate din obiectivul de 20% stabilit pentru anul 2020, ca

ţintă de reducere a consumului de energie primară. Aceasta a condus la concluzia că

cele două directive nu au reuşit să valorifice pe deplin potenţialul de economisire a

energiei. Ca urmare, Consiliul European şi Parlamentul European au solicitat Comisiei

să adopte o nouă strategie în materie de eficienţă energetică pentru a valorifica

potenţialul considerabil existent.

În anul 2011, Comisia Europeană a prezentat un plan de eficienţă energetică

(PEE) care stabileşte măsurile de obţinere a viitoarelor economii în ceea ce priveşte

aprovizionarea şi consumul de energie, cuprinzând o serie de politici şi măsuri

referitoare la:

- eficienţa energetică, reglementând întregul lanţ de producere, transport şi

distribuţie a energiei;

- rolul principal al sectorului public în ceea ce priveşte eficienţa energetică;

- clădirile şi instalaţiile interioare de încălzire;

- industria şi necesitatea de a autoriza consumatorii finali să-şi gestioneze

propriul consum de energie.



Toate acestea au condus la două premize principale pentru o nouă directivă:

- necesitatea adoptării unei abordări integrate a măsurilor pentru valorificarea

întregului potenţial existent de economisire a energiei, care să includă economiile din

sectorul aprovizionării cu energie dar şi din sectorul utilizatorilor finali;

- consolidarea dispoziţiilor Directivei nr. 8/2004 privind promovarea cogenerării

pe baza cererii de energie termică utilă pe piaţa internă a energiei şi ale Directivei nr.

32/2006 .

Noua Directivă privind eficienţa energetică, nr. 27/2012 transformă anumite

elemente cuprinse in PEE în măsuri obligatorii (v. art. 3 şi 7 ale directivei), include într-

un singur document dispoziţiile directivelor nr. 8/2004 şi 32/2006 şi modifică

următoarale directive: directiva nr. 30/2010 privind indicarea, prin etichetare şi informaţii

standard despre produs, a consumului de energie şi de alte resurse al produselor cu

impact energetic, directiva nr. 31/2010 privind performanţa energetică a clădirilor şi

directiva nr. 125/2009 de instituire a unui cadru pentru stabilirea cerinţelor în materie de

proiectare ecologică aplicabile produselor cu impact energetic.

Directiva 27/ 2012 a fost aprobată în data de 25 octombrie 2012 şi publicată în

Jurnalul Oficial al UE în data de 14 noiembrie 2012. Ea va trebui transpusă în legislaţia

naţională a fiecărui stat membru până la data de 5 iunie 2014, dată de la care

directivele menţionate mai sus se vor abroga.

Conform art. 1 al Directivei, aceasta prevede un cadru comun de măsuri pentru

promovarea eficienţei energetice pe teritoriul Uniunii cu scopul de a se asigura

atingerea obiectivului principal al Uniunii de 20 % în materie de eficienţă energetică

până în 2020 şi de a deschide calea pentru viitoarea creştere a eficienţei energetice

după această dată.

Directiva 27/2012 prevede norme menite să elimine barierele existente pe piaţa

energiei şi să depăşească deficienţele pieţei care împiedică eficienţa în ceea ce

priveşte aprovizionarea şi utilizarea energiei, stabilind obiectivele naţionale indicative în

materie de eficienţă energetică pentru 2020.

Conform definiţiilor din noua directivă (art. 2), „sistem eficient de termoficare şi

răcire centralizată” înseamnă un sistem de termoficare sau răcire centralizat care

utilizează cel puţin 50% energie din surse regenerabile, 50% căldură reziduală, 75%



energie termică cogenerată sau 50% dintr-o combinaţie de energie şi căldură de tipul

celor sus-menţionate.

Conf. art. 3, fiecare stat membru trebuie să stabilească un obiectiv naţional în

materie de eficienţă energetică bazat fie pe consumul de energie primară, fie pe

consumului final de energie, fie pe economiile de energie primară sau finală fie pe

intensitatea energetică ţinând seama de obiectivele UE.

Conf. art. 7, obiectivul naţional trebuie să se concretizeze într-o schemă de

obligaţii. fiecare stat membru trebuie să stabilească o schemă de obligaţii în ceea ce

priveşte eficienţa energetică. Statele membre trebuie să publice anual economiile

realizate de fiecare parte obligată şi economiile totale la nivelul schemei şi să

stabilească norme privind sancţiunile aplicabile în caz de nerespectare a dispoziţiilor

naţionale adoptate.

În ceea ce priveşte promovarea eficienţei energetice în serviciile de încălzire şi

răcire, statele membre trebuie să realizeze şi să notifice CE până la 31 decembrie 2015

o evaluare a potenţialului de punere în aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a

sistemelor de alimentare centralizată cu căldură şi frig. Evaluarea trebuie să includă:

a. determinarea cererii de căldură şi frig;

b. prognoza cererii pe următorii 10 ani;

c. harta teritoriului naţional în care trebuie prezentate:

o identificarea zonelor de consum de căldură şi/sau frig, inclusiv:

municipalităţi şi conurbaţii cu un raport al suprafeţelor de cel

puţin 0.3 (conurbaţie= oraş cu rol de centru, spre care gravitează, din punct

de vedere economic, administrativ şi cultural, o serie de oraşe învecinate mai

mici);

zone industriale cu un consum anual total de căldură şi frig mai

mare de 20 GWh;

o infrastructura existentă şi cea planificată;

o sursele de producere a căldurii şi frigului.

d. identificarea cererii de căldură şi fig care poate fi asigurată din instalaţii de

cogenerare de înaltă eficienţă, inclusiv prin microcogenerare rezidenţială şi

prin sistemele centralizate de alimentare cu căldură şi frig;



e. identificarea potenţialului de cogenerare suplimentar, inclusiv în urma

reabilitării instalaţiilor industriale şi de producere existente şi a construirii

unora noi;

f. identificarea potenţialului de eficienţă energetică;

g. strategii, politici şi măsuri care ar putea fi adoptate pentru realizarea

potenţialului de la punctul e) corespunzător cererii de la punctul d).

h. potenţialului de la punctul e) corespunzător cererii de la punctul d.

Principalul impact al noii Directive asupra unui SACC

În cazul unui SACC, măsurile de eficienţă energetică se adresează atât

producătorului de căldură (în cazul instalaţiilor de cogenerare, prin realizarea

criteriilor de înaltă eficienţă) cât şi transportatorului şi distribuitorului de căldură -

prin măsuri de reducere a pierderilor din sistemele de transport şi distribuţie a

căldurii.

4.3 Legislaţie instituţională – reglementări ale ANRSC

Legislaţia instituţională este reprezentată de ansamblul reglementărilor ANRSC

în domeniul energiei termice.

Aceste reglementări sunt publicate, pe site-ul ANRSC (www.anrsc.ro), secţiunea

Legislaţie / Culegeri legislative:

- Sistemul de reglementări pentru serviciul public de alimentare cu energie

termică produsă centralizat – vol. I, 2009 (culegere).

- Legislaţie primară, secundară, terţiară pentru serviciile publice de alimentare

cu energie termică produsă centralizat – vol. II, 2009 (culegere).

- Ord. ANRSC nr. 343/2010 pentru aprobarea Normei tehnice privind

repartizarea consumurilor de energie termică între consumatorii din imobilele

de tip condominiu, în cazul folosirii sistemelor de repartizare a costurilor

pentru încălzire şi apă caldă de consum.

http://www.anrsc.ro/



CAPITOLUL 5. SOLUŢIILE ALTERNATIVE DE ALIMENTARE CU CĂLDURĂ A

MUNICIPIULUI GALAŢI

Soluţiile alternative pornesc de la ipoteza de bază conform căreia

actualul SACC al Municipiului Galaţi aparţine în întregime Primăriei Municipiului

Galaţi (sursa-CET Galaţi, sistemul de transport al energiei termice şi sistemul de

distribuţie).

Pentru analiza soluţiilor alternative, s-a ţinut seama de următoarele

aspecte:

1. investiţiile realizate până în prezent

până în prezent (respectiv în ultimii 5-6 ani) s-a realizat modernizarea

RTS aferente 17 puncte termice şi se află în curs de realizare sau de

proiect modernizarea celorlalte RTS. Punctele termice au fost

modernizate în proporţie de 50%, iar restul se află în curs de modernizare.

De asemenea, din numărul total de puncte termice 50% sunt

automatizate;

zonele deservite de RTS şi PT care au fost modernizate au fost declarate

zone unitare de încălzire. Conform prevederilor legii 325 din 2006, zona

unitară de încălzire reprezintă arealul geografic aparţinând unei unităţi

administrativ-teritoriale, în interiorul căruia se poate promova o singură

soluţie tehnică de încălzire. Conform informaţiilor publicate pe site-ul

distribuitorului local de căldură, SC APATERM SA

(hppt://www.apatermgl.ro), prin Hotărârea Consiliului Local nr.167/ 2008 s-

a aprobat Regulamentul serviciului public de alimentare cu energie

termică al Municipiului Galaţi care stipulează la art. 238 că se pot efectua

debranşări individuale numai în imobilele de locuit tip bloc-condominiu

care nu sunt situate în zonele unitare. În prezent există un număr de 14

zone unitare de încălzire după cum urmează: Port, Mazepa II, str.

Domnească, Micro 16, str. Siderurgiştilor, Micro 17, Micro 20, Micro 38,

Port, Micro 39, Micro 19, Ţiglina 1 (str. Regiment 11 Siret), Siderurgiştilor

Vest, Micro 14.

http://www.hppt/www.apatermgl.ro



2. configuraţia terenului şi existenţa utilităţilor

configuraţia terenului: diferenţele de altitudine ale diferitelor zone ale

oraşului – v. cap 2.1. Din acest punct de vedere, pentru diferitele grade de

centralizare, s-au ales zone cu aceeaşi altitudine pentru a nu afecta

regimul hidraulic;

distanţe mici ale reţelelor termice de transport pentru a minimiza

investiţiile în reţele şi consumurile pentru pompare;

utilizarea clădirilor actualelor PT pentru amplasarea echipamentelor

aferente noilor surse de producere a căldurii, ţinând seama de spaţiul

disponibil pentru amplasarea echipamentelor;

existenţa utilităţilor în zonă pentru a minimiza investiţiile necesare

racordării la reţeaua de gaz natural, reţeaua electrică, reţeaua de apă şi

canalizare.

3. evoluţia cererii de căldură

pe durata de studiu avută în vedere se va considera că cererea de căldură

la consumator va rămâne constantă ţinând seama de faptul că eliminarea

subvenţiilor la gazul natural va conduce la creşterea preţului acestuia, iar

debranşarea consumatorilor pentru montarea centralelor de apartament

nu va mai fi o soluţie fezabilă, atât timp cât preţul căldurii din SACC va fi

mai mic decât cel al căldurii produse în centrala de apartament;

cantitatea de căldură livrată din sursa/sursele de producere a căldurii va

scădea pe măsura reabilitării reţelelor de transport şi distribuţie de la

nivelul actual de 25% în reţelele de distribuţie şi 15% în reţelele de

transport la 10% în reţelele de distribuţie şi 10% în reţelele de transport.

4. alimentarea cu căldură a consumatorilor urbani în

condiţii de siguranţă

Sursa actuală de producere a căldurii, CET Galaţi, alimentează cu energie

termică două tipuri de consumatori:

- un consumator industrial, alimentat cu căldură sub formă de abur;



- consumatorii branşaţi la sistemul centralizat, alimentaţi cu căldură sub formă

de apă fierbinte.

În prezent există o interdependenţă între consumatorul industrial şi consumatorii

din sistemul centralizat.

Datorită acestei interdependenţe, atât din considerente tehnice cât şi economice,

eventuala dispariţie sau reducere a consumului industrial de abur ar pune sub semnul

întrebării posibilitatea funcţionării în viitor a actualei CET numai pentru SACC.

Ca urmare, soluţiile alternative ce vor fi analizate vor fi dedicate strict pentru

actualul SACC pentru a proteja consumatorii urbani branşaţi, de efectele negative ale

eventualei dispariţii a cererii de abur din diverse motive (fie consumatorul industrial îşi

reduce sau închide activitatea, fie îşi construieşte propria sursă).

5. tipul sursei de producere a căldurii

Din acest punct de vedere se vor analiza sursele de tip centrală de cogenerare

cu ICG ca instalaţii de bază şi CAF ca instalaţii de vârf.

Soluţiile de realizare a instalaţiilor de cogenerare sunt influenţate de tipul ciclului

de conversie a energiei primare, respectiv a combustibilului în energie electrică. Din

acest punct de vedere, o soluţie de cogenerare se poate realiza pe baza ciclurilor cu

turbine cu abur - ICG cu TA, turbine cu gaze - ICG cu TG, motoare termice - ICG cu

MAI.

Soluţiile de cogenerare cu turbine cu abur- ICG cuTA

Principalele avantaje ale utilizării ICG cu TA:

o sunt realizate într-o gamă largă de puteri (de la sute kW la sute MW);

o cazanele de abur pot utiliza orice tip de combustibil, cu menţiunea că în

cazul cărbunelui sau deşeurilor menajere este necesară tratarea gazelor

de ardere pentru a evita poluarea mediului.

Principalele dezavantaje ale utilizării ICG cu TA:

o instalaţiile sunt complexe, au gabarite mari, necesitând spaţii mari

pentru amplasare;

o investiţiile specifice au valori ridicate în domeniul puterilor mici şi medii;

o performanţele energetice au valori reduse în domeniul puterilor mici şi

medii.



Soluţiile de cogenerare cu turbine cu gaze- ICG cu TG

Principalele avantaje ale utilizării ICG cu TG:

o sunt realizate într-o gamă largă de puteri unitare (de la sute kW la sute

MW);

o performanţele energetice au valori ridicate şi nu sunt influenţate de

nivelul termic la care se livrează căldura la consumator;

o investiţiile necesare sunt reduse;

o au gabarite reduse;

o au grad ridicat de premontaj, astfel că duratele de punere în funcţiune

sunt reduse (1...1.5 ani).

Principalele dezavantaje ale utilizării ICG cu TG:

o necesită drept combustibil gaze naturale cu presiune ridicată sau

combustibil lichid uşor. În cazul utilizării gazului natural se impune

utilizarea unor compresoare de gaze naturale, ceea ce majorează

investiţia cu 10….20% funcţie de raportul de compresie (investiţia este

direct proporţională cu valoarea raportului de compresie, respectiv

raportul dintre presiunea necesară şi presiunea disponibilă în reţeaua

locală);

o randamentul este sensibil la sarcini parţiale.

Soluţiile de cogenerare cu motoare cu ardere internă- ICG cu MAI

Principalele avantaje ale utilizării ICG cu MAI:

o sunt realizate într-o gamă largă de puteri unitare (de la zeci kW la zeci

MW);

o performanţele energetice au valori ridicate şi nu sunt influenţate de

nivelul termic la care se livrează căldura la consumator;

o investiţiile necesare sunt reduse;

o au gabarite reduse;

o au grad ridicat de premontaj, astfel că duratele de punere în funcţiune

sunt reduse (sub 1 an);

Principalele dezavantaje ale utilizării ICG cu MAI:

o necesită drept combustibil gaze naturale sau combustibil lichid uşor;



o randamentul este sensibil la sarcini parţiale dar mai puţin decât

randamentul ICG cu TG;

Din ansamblul tehnologiilor de cogenerare de mică şi medie putere, recunoscute

în prezent ca BAT, tehnologiile cu eficienţa cea mai ridicată sunt cele bazate pe MAI şi

TG.

Tabelul 4 prezintă principalele caracteristici tehnnice nominale ale ICG de

cogenerare de mică şi medie putere cu MAI şi TG, conform cataloagelor producătorilor

de echipamente.

Principalele caracteristici tehnnice nominale ale ICG de cogenerare de mică şi medie putere cu MAI şi TG

Tabelul 4

Nr. crt.

Denumirea

Puterea electrică

Pn

[kWe]

Indicele de cogenerare

(1,

n

ncg Q

Py

[kWe/kWt]

Randametul

electric

eη

[%]

Randamentul global în

cogenerare

glη

[%]

Comportarea la sarcini parţiale

1 2 3 4 6 5 7

1 MAI

50 ÷ 150 0.73÷0.78 32 ÷ 35 80 ÷ 89 La 50%,

e scade cu

10 ÷ 18 %.

150-500 0.78÷0.90 33 ÷ 38 80 ÷ 89

500-2500 0.70÷0.90 36 ÷ 44 80 ÷ 86

2500-10000 0.80÷0.95 36 ÷ 46 85 ÷ 90

10000-18000 0.95 ÷ 1.02 46 ÷ 48.6 88 ÷ 90

2 TG

1000 ÷ 5000 0.60÷0.70 14 ÷ 27 60 ÷ 70 La 50%,

e scade cu

20 ÷ 30%.

5000 ÷ 10000 0.68÷0.70 27 ÷ 32 70 ÷ 80

10000÷15000 0.70÷0.75 32 ÷ 35 70 ÷ 80

15000÷20000 0.70÷0.75 35 ÷ 37 70 ÷ 80

20000÷30000 0.75÷0.80 37 ÷ 40 80 ÷ 89

Notă pentru tabelul 4: (1

– valorile nominale ale indicelui de cogenerare, cgy , corespund cantităţii de

căldură recuperată din gazele de ardere până la temperatura de evacuare a acestora în atmosferă de 120

0C. În cazul în care recuperarea de căldură din gazele de ardere se face până la un nivel de

temperatură sub 1200C (de ex. 90-95

0C) valorile indicelui de cogenerare se modifică.



Pe baza elementelor prezentate mai sus, soluţiile alternative propuse a se

analiza în lucrare sunt:

după gradul de centralizare a producerii căldurii

Ţinând seama de investiţiile realizate până în prezent şi prevederile legale cu

privire la zonele unitare de încălzire, gradul de descentralizare a producerii energiei

termice este limitat. Soluţia de descentralizare care să ţină seama de transformarea

punctelor termice în surse de producere a căldurii nu se poate lua în considerare din

următoarele motive:

− punctele termice au fost modernizate sau se află în curs de

modernizare astfel că o nouă investiţie care să înlocuiască

investiţiile realizate şi neamortizate nu se justifică;

− spaţiul limitat disponibil în punctele termice;

− distanţa faţă de reţelele de utilităţi.

Din acest punct de vedere soluţiile propuse acoperă trei grade de centralizare:

a. o soluţie cu grad maxim de centralizare a producerii căldurii,

respectiv cel corespunzător situaţiei actuale, cu o singură sursă de

producere a căldurii la nivelul ansamblului oraşului;

b. două soluţii semicentralizate:

o două SACC fiecare având sursa, RTP, PT, RTS,

denumită varianta semicentralizată cu două zone;

o trei SACC fiecare având sursa, RTP, PT, RTS, denumită

varianta semicentralizată cu trei zone.

Comparativ cu soluţia centralizată (o singură sursă de producere a căldurii pe

amplasamentul actualei CET Galaţi) cele două soluţii semicentralizate au avantajul unor

lungimi mai mici ale reţelelor de transport, ceea ce conduce la investiţii mai mici în

reţele şi consumuri mai mici de energie pentru pompare.



din punctul de vedere al tipului sursei de producere a căldurii

Pentru cazul de faţă tehnologia de cogenerare recomandată de executantul

strategiei este cea bazată pe ICG cu MAI din următoarele considerente tehnice şi

economice:

- considerente tehnice:

o durată de montaj relativ scurtă, cca. 1 an;

o comportare mai bună la sarcini parţiale;

o randament electric mai mare decât ICG cu TG;

o presiunea necesară a gazului natural este mai mică decât cea necesară

în cazul TG.

- considerente economice:

o pentru acelaşi debit de căldură, puterea electrică produsă este mai mare

decât în cazul ICG cu TG (valorile indicelui de cogenerare n

ncg Q

Py

sunt mai mari decât cele ale ICG cu TG – a se vedea coloana 4 din

tabelul 4) – deci cantitatea de energie electrică produsă în cogenerare

de înaltă eficienţă ce poate fi vândută în reţeaua publică este mai mare

şi ca urmare veniturile din vânzarea energiei electrice sunt mai mari;

o presiunea necesară a gazului natural este mult mai mică decât în cazul

ICG cu TG. În general pentru gama de puteri până la 4 MWe,

alimentarea cu gaz natural se poate face direct din reţeaua publică fără

a fi necesar un compresor de gaz, iar pentru puteri mai mari de 4 MW,

este necesar un compresor de gaz însă în acest caz, raportul de

compresie este mult mai mic şi ca urmare investiţia pentru compresorul

de gaz este mult mai mică decât în cazul ICG cu TG.

tipul combustibilului de bază: gaz natural

Necesarul de căldură la consumator, pentru consumatorii aferenţi fiecărui PT,

este cel calculat în cap. 3.4.



Fig. 10 prezintă varianta semicentralizată cu două zone, iar fig. 11 prezintă

varianta semicentralizată cu trei zone. Varianta centralizată corespunde configuraţiei

actualului SACC – v. fig. 2.

Tabelele 5 şi 6 prezintă necesarul de căldură la consumator, pentru cele două

variante semicentralizate. Pentru varianta centralizată, necesarul de căldură la

consumator este cel calculat în cap. 3.4, tabelul 3.

Pentru necesarul de căldură, la nivelul sursei se va ţine seama de pierderile

actuale de căldură ale SACC, de 25% în RTS şi 15% în RTP, care vor scădea treptat

pe parcursul a 8 ani, perioadă în care se va face reabilitarea reţelelor termice de

transport şi a celor de distribuţie. Racordarea PT la noile surse de producere a căldurii

se va face iniţial, utilizând reţeaua termică de transport existentă.

Pentru reabilitarea reţelelor termice de distribuţie se vor lua în considerare cele

care nu au fost reabilitate până în prezent.

Tabelul 7 prezintă valorile de calcul ale debitelor de căldură pentru dimensionarea

surselor de producere în cele trei variante analizate.

Tabelul 8 prezintă echiparea surselor de producere a căldurii pentru cele trei

variante analizate. Echiparea surselor de producere a căldurii s-a făcut cu instalaţii de

cogenerare cu MAI ca instalaţii de bază şi CAF ca instalaţii de vârf. Dimensionarea

instalaţiilor de cogenerare s-a făcut în ipoteza ca acestea să acopere necesarul

minim de căldură de iarnă (necesarul minim pentru încălzire şi necesarul mediu

de apă caldă de consum).

pg. 54

Fig. 10 – Varianta semicentralizată cu 3 zone

pg. 55

Fig. 11 – Varianta semicentralizată cu 2 zone

pg. 56

Necesarul de căldură la consumator pentru varianta semicentralizată cu 3 zone Tabelul 5

nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

ZONA 1

1. P.T. A 0.423 0.860 0.067 0.926 0.489 0.067 0.926 0.797

2. P.T. CRISTAL 0.308 0.627 0.038 0.664 0.346 0.038 0.664 0.571

3. P.T. LICEUL DE MUZICA 0.060 0.123 0.007 0.130 0.068 0.007 0.130 0.112

4. P.T. MIHAI BRAVU 0.202 0.410 0.026 0.436 0.228 0.026 0.436 0.375

5. P.T. CFR 1 0.194 0.394 0.023 0.417 0.217 0.023 0.417 0.358

6. P.T. CFR 2 0.373 0.759 0.033 0.791 0.406 0.033 0.791 0.680

7. P.T. PLOMBA 0.467 0.949 0.077 1.026 0.544 0.077 1.026 0.882

8. P.T. VULTUR 0.144 0.292 0.031 0.324 0.175 0.031 0.324 0.278

9. P.T. 6 MARTIE 0.356 0.723 0.065 0.788 0.421 0.065 0.788 0.678

10. P.T. RAZBOIENI 0.075 0.152 0.009 0.161 0.084 0.009 0.161 0.138

11. S.C. 111 0.359 0.729 0.126 0.855 0.485 0.126 0.855 0.735

12. S.C. 112 0.297 0.603 0.034 0.637 0.330 0.034 0.637 0.548

13. S.C. 113 0.533 1.084 0.109 1.192 0.642 0.109 1.192 1.025

14. P.T. CRIZANTEMELOR 0.093 0.189 0.015 0.203 0.107 0.015 0.203 0.175

15. P.T. DOINA 0.926 1.883 0.162 2.045 1.088 0.162 2.045 1.759

16. S.C. 17 ANEXA 1.684 3.423 0.404 3.827 2.087 0.404 3.827 3.290

17. S.C. 18 0.975 1.982 0.207 2.190 1.182 0.207 2.190 1.883

18. S.C. 57 0.911 1.852 0.180 2.032 1.091 0.180 2.032 1.747

19. P.T. LICEUL MET (Lic3) 0.849 1.726 0.170 1.896 1.019 0.170 1.896 1.630

20. S.C. 11 0.530 1.078 0.116 1.194 0.646 0.116 1.194 1.027

21. S.C. 70 0.980 1.992 0.259 2.251 1.239 0.259 2.251 1.935

22. S.C. 73 1.014 2.062 0.226 2.288 1.240 0.226 2.288 1.967

pg. 57


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

23. S.C. 74 0.978 1.989 0.231 2.221 1.210 0.231 2.221 1.909

24. S.C. 75 0.475 0.966 0.083 1.049 0.558 0.083 1.049 0.902

25. P.T. GHEORGHE ASACHI 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

26.

P.T. I.C.M.R.S.G.(50 sau Lic 9) 0.836 1.699 0.130 1.829 0.966 0.130 1.829 1.573

27. P.T. N4 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

28. S.C. 67 1.266 2.574 0.256 2.830 1.522 0.256 2.830 2.433

29. S.C. 69 0.926 1.883 0.196 2.079 1.122 0.196 2.079 1.787

30. S.C. 71 1.149 2.336 0.180 2.516 1.329 0.180 2.516 2.164

31. S.C. 72 1.102 2.240 0.233 2.474 1.335 0.233 2.474 2.127

32. S.C. 90 0.145 0.294 0.027 0.321 0.171 0.027 0.321 0.276

33. S.C. 10 0.702 1.427 0.144 1.571 0.846 0.144 1.571 1.351

34. S.C. 4 1.646 3.346 0.437 3.783 2.082 0.437 3.783 3.253

35. S.C. 5 MICRO 38 1.226 2.493 0.271 2.765 1.498 0.271 2.765 2.377

36. S.C. 9 MICRO 38 1.166 2.370 0.309 2.679 1.475 0.309 2.679 2.304

37. S.C. 104 1.051 2.138 0.192 2.329 1.243 0.192 2.329 2.003

38. S.C. 6 1.711 3.479 0.304 3.782 2.015 0.304 3.782 3.252

39. S.C. 7-MICRO 39 1.237 2.515 0.248 2.763 1.485 0.248 2.763 2.376

40. P.T. C.S.G. 0.620 1.261 0.132 1.392 0.752 0.132 1.392 1.197

41. S.C. 1 MICRO 40 1.210 2.461 0.153 2.614 1.363 0.153 2.614 2.248

42. S.C. 2 MICRO 40 1.131 2.300 0.190 2.489 1.321 0.190 2.489 2.140

43. S.C. 3 MICRO 40 1.074 2.185 0.215 2.399 1.289 0.215 2.399 2.063

44. S.C. 58 1.486 3.021 0.310 3.331 1.796 0.310 3.331 2.864

45. S.C. 65 1.325 2.695 0.248 2.942 1.573 0.248 2.942 2.530

46. P.T. I2 0.000 0.000 0.012 0.012 0.012 0.012 0.012 0.011

pg. 58


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

47. S.C. 59 0.684 1.390 0.152 1.542 0.836 0.152 1.542 1.326

48. S.C. 64 1.282 2.607 0.258 2.865 1.540 0.258 2.865 2.463

TOTAL ZONA 1 36.180 73.560 7.292 80.852 43.472 7.292 80.852 69.520

ZONA 2

49. ATELIERUL MECANIC 0.028 0.058 0.002 0.060 0.031 0.002 0.060 0.051

50. P.T. AVANTUL 0.153 0.310 0.019 0.329 0.172 0.019 0.329 0.283

51. P.T. C 0.195 0.396 0.037 0.434 0.232 0.037 0.434 0.373

52. P.T. H 0.234 0.475 0.043 0.518 0.277 0.043 0.518 0.446

53. P.T. L 0.466 0.948 0.099 1.048 0.566 0.099 1.048 0.901

54. P.T. MODERN 0.024 0.049 0.000 0.049 0.024 0.000 0.049 0.042

55. P.T. P3 0.612 1.244 0.136 1.380 0.748 0.136 1.380 1.187

56. P.T. W 3 0.254 0.516 0.093 0.609 0.347 0.093 0.609 0.524

57. S.C. 14 0.650 1.322 0.153 1.475 0.803 0.153 1.475 1.269

58. S.C. 14 BIS (NOU) 0.066 0.134 0.012 0.145 0.077 0.012 0.145 0.125

59. S.C. 16 0.664 1.351 0.130 1.481 0.795 0.130 1.481 1.273

60. S.C. 1 MAZEPA 0.682 1.386 0.177 1.563 0.859 0.177 1.563 1.344

61. S.C. 2 MAZEPA 1.008 2.049 0.243 2.292 1.251 0.243 2.292 1.971

62. S.C. 81 0.673 1.367 0.162 1.529 0.835 0.162 1.529 1.315

63. S.C. 82 0.910 1.850 0.220 2.071 1.130 0.220 2.071 1.780

64. P.T. ALBATROS 0.392 0.798 0.078 0.876 0.471 0.078 0.876 0.754

65. S.C. 114 0.491 0.998 0.090 1.088 0.581 0.090 1.088 0.936

66. P.T. M 0.417 0.848 0.082 0.930 0.499 0.082 0.930 0.799

67. P.T. P1 0.565 1.149 0.099 1.248 0.664 0.099 1.248 1.073

68. P.T. P2 0.720 1.465 0.126 1.591 0.847 0.126 1.591 1.368

69. P.T. R 3 0.596 1.211 0.152 1.363 0.748 0.152 1.363 1.172

pg. 59


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

70. P.T. 3 0.482 0.980 0.088 1.068 0.570 0.088 1.068 0.918

71. P.T. 5 0.542 1.102 0.144 1.246 0.686 0.144 1.246 1.071

72. P.T. 6 0.795 1.616 0.163 1.779 0.958 0.163 1.779 1.529

73. P.T. 7 1.057 2.148 0.223 2.371 1.279 0.223 2.371 2.039

74. P.T. 8 0.461 0.938 0.125 1.063 0.586 0.125 1.063 0.914

75. P.T. 9 0.295 0.599 0.144 0.743 0.439 0.144 0.743 0.639

76. P.T. G1 0.239 0.485 0.054 0.540 0.293 0.054 0.540 0.464

77. P.T. 0-SATURN 0.571 1.162 0.114 1.276 0.685 0.114 1.276 1.097

78. P.T. 1-SATURN 0.508 1.032 0.126 1.158 0.634 0.126 1.158 0.996

79. P.T. 2-SATURN 0.383 0.779 0.109 0.888 0.492 0.109 0.888 0.764

80. P.T. 4-SATURN 0.481 0.979 0.092 1.071 0.573 0.092 1.071 0.921

81. S.C. 3 0.344 0.700 0.069 0.770 0.414 0.069 0.770 0.662

82. S.C. 5 0.296 0.601 0.059 0.660 0.354 0.059 0.660 0.567

83. S.C. 7 0.384 0.781 0.097 0.879 0.482 0.097 0.879 0.755

84. S.C. 8 0.292 0.594 0.079 0.673 0.371 0.079 0.673 0.579

85. S.C. 9-TIGLINA 2A 0.599 1.217 0.124 1.342 0.723 0.124 1.342 1.154

86. S.C. 12 1.039 2.113 0.214 2.327 1.253 0.214 2.327 2.001

TOTAL ZONA 2 18.568 37.752 4.181 41.934 22.750 4.181 41.934 36.056

ZONA 3

87. P.T. POLICLINICA 0.329 0.669 0.031 0.700 0.360 0.031 0.700 0.602

88. S.C. 15 1.055 2.145 0.246 2.390 1.301 0.246 2.390 2.055

89. S.C. 61-SATURN 0.742 1.509 0.169 1.679 0.912 0.169 1.679 1.443

90. S.C. 19 0.594 1.207 0.138 1.345 0.731 0.138 1.345 1.157

91. S.C. 20 1.158 2.355 0.220 2.575 1.378 0.220 2.575 2.214

92. S.C. 21 0.816 1.658 0.185 1.844 1.001 0.185 1.844 1.585

pg. 60


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

93. S.C. 22 1.221 2.482 0.253 2.735 1.474 0.253 2.735 2.352

94. S.C. 23 0.967 1.966 0.253 2.219 1.220 0.253 2.219 1.908

95. S.C. 24 0.648 1.318 0.094 1.412 0.743 0.094 1.412 1.214

96. S.C. 54 0.490 0.997 0.113 1.110 0.603 0.113 1.110 0.955

97. S.C. 55 0.267 0.542 0.055 0.597 0.322 0.055 0.597 0.513

98. P.T. L 10 0.166 0.337 0.040 0.376 0.205 0.040 0.376 0.324

99. P.T. L 12 0.212 0.430 0.058 0.488 0.270 0.058 0.488 0.420

100. S.C. 25 0.572 1.162 0.122 1.284 0.694 0.122 1.284 1.104

101. S.C. 26 0.726 1.476 0.143 1.618 0.869 0.143 1.618 1.392

102. S.C. 51 0.949 1.929 0.232 2.161 1.181 0.232 2.161 1.858

103. S.C. 52 0.765 1.556 0.197 1.753 0.962 0.197 1.753 1.507

104. S.C. 53 0.797 1.621 0.205 1.826 1.002 0.205 1.826 1.570

105. S.C. 31 1.166 2.371 0.274 2.645 1.440 0.274 2.645 2.274

106. S.C. 32 1.580 3.213 0.322 3.535 1.902 0.322 3.535 3.040

107. S.C. 33 1.181 2.401 0.312 2.713 1.493 0.312 2.713 2.333

108. S.C. 34 1.298 2.639 0.315 2.954 1.613 0.315 2.954 2.540

109. S.C. 50 0.632 1.285 0.142 1.427 0.774 0.142 1.427 1.227

110. S.C. 35 1.207 2.455 0.281 2.736 1.489 0.281 2.736 2.353

111. S.C. 36 1.077 2.190 0.221 2.411 1.298 0.221 2.411 2.073

112. S.C. 37 0.994 2.021 0.236 2.257 1.230 0.236 2.257 1.940

113. S.C. 38 0.904 1.838 0.219 2.058 1.123 0.219 2.058 1.769

114. S.C. 40 0.910 1.850 0.218 2.068 1.128 0.218 2.068 1.778

115. S.C. 43 1.543 3.137 0.395 3.532 1.938 0.395 3.532 3.037

116. S.C. 44 0.881 1.792 0.211 2.002 1.092 0.211 2.002 1.722

117. S.C. 45 1.589 3.232 0.264 3.496 1.854 0.264 3.496 3.006

118. S.C. 47 0.410 0.834 0.074 0.907 0.484 0.074 0.907 0.780

pg. 61


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

119. S.C. 49 0.006 0.013 0.000 0.013 0.006 0.000 0.013 0.011

120. S.C. 62 0.346 0.704 0.102 0.806 0.448 0.102 0.806 0.693

121. S.C. 63 1.392 2.830 0.244 3.075 1.637 0.244 3.075 2.644

122. P.T. I1 0.000 0.000 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.009

TOTAL ZONA 3 29.592 60.165 6.596 66.761 36.188 6.596 66.761 57.404

TOTAL GENERAL 84.340 171.477 18.069 189.546 102.409 18.069 189.546 162.981

pg. 62


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

ZONA 1

1. P.T. A 0.423 0.860 0.067 0.926 0.489 0.067 0.926 0.797

2. P.T. CRISTAL 0.308 0.627 0.038 0.664 0.346 0.038 0.664 0.571

3. P.T. LICEUL DE MUZICA 0.060 0.123 0.007 0.130 0.068 0.007 0.130 0.112

4. P.T. MIHAI BRAVU 0.202 0.410 0.026 0.436 0.228 0.026 0.436 0.375

5. P.T. CFR 1 0.194 0.394 0.023 0.417 0.217 0.023 0.417 0.358

6. P.T. CFR 2 0.373 0.759 0.033 0.791 0.406 0.033 0.791 0.680

7. P.T. PLOMBA 0.467 0.949 0.077 1.026 0.544 0.077 1.026 0.882

8. P.T. VULTUR 0.144 0.292 0.031 0.324 0.175 0.031 0.324 0.278

9. P.T. 6 MARTIE 0.356 0.723 0.065 0.788 0.421 0.065 0.788 0.678

10. P.T. RAZBOIENI 0.075 0.152 0.009 0.161 0.084 0.009 0.161 0.138

11. S.C. 111 0.359 0.729 0.126 0.855 0.485 0.126 0.855 0.735

12. S.C. 112 0.297 0.603 0.034 0.637 0.330 0.034 0.637 0.548

13. S.C. 113 0.533 1.084 0.109 1.192 0.642 0.109 1.192 1.025

14. P.T. CRIZANTEMELOR 0.093 0.189 0.015 0.203 0.107 0.015 0.203 0.175

15. P.T. DOINA 0.926 1.883 0.162 2.045 1.088 0.162 2.045 1.759

16. S.C. 17 ANEXA 1.684 3.423 0.404 3.827 2.087 0.404 3.827 3.290

17. S.C. 18 0.975 1.982 0.207 2.190 1.182 0.207 2.190 1.883

18. S.C. 57 0.911 1.852 0.180 2.032 1.091 0.180 2.032 1.747

19. P.T. LICEUL MET (Lic3) 0.849 1.726 0.170 1.896 1.019 0.170 1.896 1.630

20. S.C. 11 0.530 1.078 0.116 1.194 0.646 0.116 1.194 1.027

21. S.C. 70 0.980 1.992 0.259 2.251 1.239 0.259 2.251 1.935

22. S.C. 73 1.014 2.062 0.226 2.288 1.240 0.226 2.288 1.967

pg. 63


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

23. S.C. 74 0.978 1.989 0.231 2.221 1.210 0.231 2.221 1.909

24. S.C. 75 0.475 0.966 0.083 1.049 0.558 0.083 1.049 0.902

25. P.T. GHEORGHE ASACHI 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

26. P.T. I.C.M.R.S.G. (50 sau Lic 9) 0.836 1.699 0.130 1.829 0.966 0.130 1.829 1.573

27. P.T. N4 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

28. S.C. 67 1.266 2.574 0.256 2.830 1.522 0.256 2.830 2.433

29. S.C. 69 0.926 1.883 0.196 2.079 1.122 0.196 2.079 1.787

30. S.C. 71 1.149 2.336 0.180 2.516 1.329 0.180 2.516 2.164

31. S.C. 72 1.102 2.240 0.233 2.474 1.335 0.233 2.474 2.127

32. S.C. 90 0.145 0.294 0.027 0.321 0.171 0.027 0.321 0.276

33. S.C. 10 0.702 1.427 0.144 1.571 0.846 0.144 1.571 1.351

34. S.C. 4 1.646 3.346 0.437 3.783 2.082 0.437 3.783 3.253

35. S.C. 5 MICRO 38 1.226 2.493 0.271 2.765 1.498 0.271 2.765 2.377

36. S.C. 9 MICRO 38 1.166 2.370 0.309 2.679 1.475 0.309 2.679 2.304

37. S.C. 104 1.051 2.138 0.192 2.329 1.243 0.192 2.329 2.003

38. S.C. 6 1.711 3.479 0.304 3.782 2.015 0.304 3.782 3.252

39. S.C. 7-MICRO 39 1.237 2.515 0.248 2.763 1.485 0.248 2.763 2.376

40. P.T. C.S.G. 0.620 1.261 0.132 1.392 0.752 0.132 1.392 1.197

41. S.C. 1 MICRO 40 1.210 2.461 0.153 2.614 1.363 0.153 2.614 2.248

42. S.C. 2 MICRO 40 1.131 2.300 0.190 2.489 1.321 0.190 2.489 2.140

43. S.C. 3 MICRO 40 1.074 2.185 0.215 2.399 1.289 0.215 2.399 2.063

44. S.C. 58 1.486 3.021 0.310 3.331 1.796 0.310 3.331 2.864

45. S.C. 65 1.325 2.695 0.248 2.942 1.573 0.248 2.942 2.530

46. P.T. I2 0.000 0.000 0.012 0.012 0.012 0.012 0.012 0.011

47. S.C. 59 0.684 1.390 0.152 1.542 0.836 0.152 1.542 1.326

pg. 64


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

48. S.C. 64 1.282 2.607 0.258 2.865 1.540 0.258 2.865 2.463

TOTAL ZONA 1 36.180 73.560 7.292 80.852 43.472 7.292 80.852 69.520

ZONA 2

49. ATELIERUL MECANIC 0.028 0.058 0.002 0.060 0.031 0.002 0.060 0.051

50. P.T. AVANTUL 0.153 0.310 0.019 0.329 0.172 0.019 0.329 0.283

51. P.T. C 0.195 0.396 0.037 0.434 0.232 0.037 0.434 0.373

52. P.T. H 0.234 0.475 0.043 0.518 0.277 0.043 0.518 0.446

53. P.T. L 0.466 0.948 0.099 1.048 0.566 0.099 1.048 0.901

54. P.T. MODERN 0.024 0.049 0.000 0.049 0.024 0.000 0.049 0.042

55. P.T. P3 0.612 1.244 0.136 1.380 0.748 0.136 1.380 1.187

56. P.T. W 3 0.254 0.516 0.093 0.609 0.347 0.093 0.609 0.524

57. S.C. 14 0.650 1.322 0.153 1.475 0.803 0.153 1.475 1.269

58. S.C. 14 BIS (NOU) 0.066 0.134 0.012 0.145 0.077 0.012 0.145 0.125

59. S.C. 16 0.664 1.351 0.130 1.481 0.795 0.130 1.481 1.273

60. S.C. 1 MAZEPA 0.682 1.386 0.177 1.563 0.859 0.177 1.563 1.344

61. S.C. 2 MAZEPA 1.008 2.049 0.243 2.292 1.251 0.243 2.292 1.971

62. S.C. 81 0.673 1.367 0.162 1.529 0.835 0.162 1.529 1.315

63. S.C. 82 0.910 1.850 0.220 2.071 1.130 0.220 2.071 1.780

64. P.T. ALBATROS 0.392 0.798 0.078 0.876 0.471 0.078 0.876 0.754

65. S.C. 114 0.491 0.998 0.090 1.088 0.581 0.090 1.088 0.936

66. P.T. M 0.417 0.848 0.082 0.930 0.499 0.082 0.930 0.799

67. P.T. P1 0.565 1.149 0.099 1.248 0.664 0.099 1.248 1.073

68. P.T. P2 0.720 1.465 0.126 1.591 0.847 0.126 1.591 1.368

69. P.T. R 3 0.596 1.211 0.152 1.363 0.748 0.152 1.363 1.172

70. P.T. 3 0.482 0.980 0.088 1.068 0.570 0.088 1.068 0.918

pg. 65


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

71. P.T. 5 0.542 1.102 0.144 1.246 0.686 0.144 1.246 1.071

72. P.T. 6 0.795 1.616 0.163 1.779 0.958 0.163 1.779 1.529

73. P.T. 7 1.057 2.148 0.223 2.371 1.279 0.223 2.371 2.039

74. P.T. 8 0.461 0.938 0.125 1.063 0.586 0.125 1.063 0.914

75. P.T. 9 0.295 0.599 0.144 0.743 0.439 0.144 0.743 0.639

76. P.T. G1 0.239 0.485 0.054 0.540 0.293 0.054 0.540 0.464

77. P.T. 0-SATURN 0.571 1.162 0.114 1.276 0.685 0.114 1.276 1.097

78. P.T. 1-SATURN 0.508 1.032 0.126 1.158 0.634 0.126 1.158 0.996

79. P.T. 2-SATURN 0.383 0.779 0.109 0.888 0.492 0.109 0.888 0.764

80. P.T. 4-SATURN 0.481 0.979 0.092 1.071 0.573 0.092 1.071 0.921

81. S.C. 3 0.344 0.700 0.069 0.770 0.414 0.069 0.770 0.662

82. S.C. 5 0.296 0.601 0.059 0.660 0.354 0.059 0.660 0.567

83. S.C. 7 0.384 0.781 0.097 0.879 0.482 0.097 0.879 0.755

84. S.C. 8 0.292 0.594 0.079 0.673 0.371 0.079 0.673 0.579

85. S.C. 9-TIGLINA 2A 0.599 1.217 0.124 1.342 0.723 0.124 1.342 1.154

86. S.C. 12 1.039 2.113 0.214 2.327 1.253 0.214 2.327 2.001

87. P.T. POLICLINICA 0.329 0.669 0.031 0.700 0.360 0.031 0.700 0.602

88. S.C. 15 1.055 2.145 0.246 2.390 1.301 0.246 2.390 2.055

89. S.C. 61-SATURN 0.742 1.509 0.169 1.679 0.912 0.169 1.679 1.443

90. S.C. 19 0.594 1.207 0.138 1.345 0.731 0.138 1.345 1.157

91. S.C. 20 1.158 2.355 0.220 2.575 1.378 0.220 2.575 2.214

92. S.C. 21 0.816 1.658 0.185 1.844 1.001 0.185 1.844 1.585

93. S.C. 22 1.221 2.482 0.253 2.735 1.474 0.253 2.735 2.352

94. S.C. 23 0.967 1.966 0.253 2.219 1.220 0.253 2.219 1.908

95. S.C. 24 0.648 1.318 0.094 1.412 0.743 0.094 1.412 1.214

96. S.C. 54 0.490 0.997 0.113 1.110 0.603 0.113 1.110 0.955

pg. 66


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

97. S.C. 55 0.267 0.542 0.055 0.597 0.322 0.055 0.597 0.513

98. P.T. L 10 0.166 0.337 0.040 0.376 0.205 0.040 0.376 0.324

99. P.T. L 12 0.212 0.430 0.058 0.488 0.270 0.058 0.488 0.420

100. S.C. 25 0.572 1.162 0.122 1.284 0.694 0.122 1.284 1.104

101. S.C. 26 0.726 1.476 0.143 1.618 0.869 0.143 1.618 1.392

102. S.C. 51 0.949 1.929 0.232 2.161 1.181 0.232 2.161 1.858

103. S.C. 52 0.765 1.556 0.197 1.753 0.962 0.197 1.753 1.507

104. S.C. 53 0.797 1.621 0.205 1.826 1.002 0.205 1.826 1.570

105. S.C. 31 1.166 2.371 0.274 2.645 1.440 0.274 2.645 2.274

106. S.C. 32 1.580 3.213 0.322 3.535 1.902 0.322 3.535 3.040

107. S.C. 33 1.181 2.401 0.312 2.713 1.493 0.312 2.713 2.333

108. S.C. 34 1.298 2.639 0.315 2.954 1.613 0.315 2.954 2.540

109. S.C. 50 0.632 1.285 0.142 1.427 0.774 0.142 1.427 1.227

110. S.C. 35 1.207 2.455 0.281 2.736 1.489 0.281 2.736 2.353

111. S.C. 36 1.077 2.190 0.221 2.411 1.298 0.221 2.411 2.073

112. S.C. 37 0.994 2.021 0.236 2.257 1.230 0.236 2.257 1.940

113. S.C. 38 0.904 1.838 0.219 2.058 1.123 0.219 2.058 1.769

114. S.C. 40 0.910 1.850 0.218 2.068 1.128 0.218 2.068 1.778

115. S.C. 43 1.543 3.137 0.395 3.532 1.938 0.395 3.532 3.037

116. S.C. 44 0.881 1.792 0.211 2.002 1.092 0.211 2.002 1.722

117. S.C. 45 1.589 3.232 0.264 3.496 1.854 0.264 3.496 3.006

118. S.C. 47 0.410 0.834 0.074 0.907 0.484 0.074 0.907 0.780

119. S.C. 49 0.006 0.013 0.000 0.013 0.006 0.000 0.013 0.011

120. S.C. 62 0.346 0.704 0.102 0.806 0.448 0.102 0.806 0.693

121. S.C. 63 1.392 2.830 0.244 3.075 1.637 0.244 3.075 2.644

122. P.T. I1 0.000 0.000 0.010 0.010 0.010 0.010 0.010 0.009

pg. 67


nr. crt.

Denumirea PT/SC


încălzire

Apă caldă de



Miarnaq


mediu iarna

mediu vara

mdiq

Miq

mdaccq

Miarnaq

mdiarnaq

mdaqvar


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

TOTAL ZONA 2 48.16 97.92 10.78 108.69 58.94 10.78 108.69 93.46

TOTAL GENERAL 84.340 171.477 18.069 189.546 102.409 18.069 189.546 162.981



Valorile de calcul pentru dimensionarea surselor de producere a căldurii

Tabelul 7

Nr. crt.

Varianta /Zona

Valorile de calcul

Maxim iarna

Miarnaq

Minim iarna

miniarnaq

Mediu vara

mdaqvar

1 2 3 4 5

1 Semicentralizată

cu 3 zone v. fig. 12 –a,b,c

Zona 1 116.224 32.744 10.482

Zona 2 60.280 17.436 6.011

Zona 3 95.969 27.690 9.482

2 Semicentralizată

cu 2 zone v. fig. 13 –a, b

Zona 1 116.224 32.744 10.482

Zona 2 156.249 45.125 15.493

3 Centralizată – v. fig 14 272.473 77.869 25.975

=32.743

=10.482

=116.225

MWt

Fig. 12.a – Varianta semicentralizată cu 3

zone - Zona 1

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar



=27.690

=9.482

=95.969

MWt

Fig. 12.c – Varianta semicentralizată cu 3

zone - Zona 3

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar

=17.436

=6.011

=60.280

MWt

Fig. 12.b – Varianta semicentralizată cu 3

zone - Zona 2

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar



=45.125

=15.492

=156.249

MWt

Fig. 13.b – Varianta semicentralizată cu 2

zone - Zona 2

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar

=32.744

=10.482

=116.224

MWt

Fig. 13.a – Varianta semicentralizată cu 2

zone - Zona 1

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar



Echiparea surselor de producere a căldurii

Tabelul 8

nr. crt.

Varianta / Zona

Capacităţi instalate în sursele de producere a căldurii

Instalaţii de cogenerare MAI

Instalaţii de vârf CAF

nr. buc

Pi

[MWe] Qi.MAI [MWt]

P [MWe]

QMAI [MWt]

nr. buc

Qi.CAF [MWt]

QCAF [MWt]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 Semi- centralizată cu 3 zone

Zona 1

3 9.38 9.21 28.13 27.63 2 58.15 116.30

Zona 2

1 9.38 9.21 16.87 16.28 2 23.26 46.52

1 7.49 7.07

Zona 3

3 9.38 9.21 28.13 27.63 2 34.89 69.78


Zona 1

3 9.38 9.21 28.13 27.63 2 58.15 116.30

Zona 2

4 9.38 9.21 52.48 50.98 2 58.15 116.30

2 7.49 7.07

3 Centralizată 9 9.38 9.21 84.38 82.89 2 116.30 232.60 Notă pentru tabelul 8: Pi – puterea electrică instalată a unui MAI; P – puterea electrică totală instalată; Qi.MAI – puterea termică a unui MAI (căldura totală ce poate fi recuperată din răcirile motorului şi gazele de ardere); QMAI – puterea termică totală instalată în MAI; Qi.CAF- puterea termică instalată a unui CAF; QCAF-puterea termică totală instalată în CAF.

=77.869

=25.975

=272.473

MWt

Fig. 14 – Varianta centralizată

iarna 4000 ore/an

vara 4500 ore/an

Miarnaq

miniarnaq

mdaqvar



CAPITOLUL 6. EVALUAREA INVESTIŢIILOR NECESARE PENTRU

VARIANTELE ANALIZATE

6.1 Ipoteze avute în vedere

Calculul investiţiilor în reţelele termice primare şi secundare, s-a făcut pentru

fiecare din soluţiile alternative prezentate în capitolul 5.

Investiţiile în reţelele termice de transport (RTP) s-au calculat pe baza investiţiilor

specifice, funcţie de diametrul conductei.

Investiţiile în reţelele termice secundare (RTS) au la bază valorile din studiul de

fezabilitate realizat pentru reabilitarea RTS, ţinând seama de investiţiile realizate de la

finalizarea studiului de fezabilitate până la data elaborării prezentei strategii – date puse

la dispoziţie de beneficiar, anexa A.1.5. Până în prezent, s-au reabilitat RTS aferente a

18 PT/ SC: SC 37, SC 40, PT Plomba, PT P1, SC 4, SC 9-Micro 38, SC 1-Mazepa, SC

17, SC 63, SC 21, SC 22, SC 7-Micro 39, SC 58, SC 69, PT 4, SC 32, PT P2; PT

Crizantemelor – v. tabelul 9, notaţiile (1.

Investiţiile în punctele termice PT cuprind investiţiile necesare modernizării şi

automatizării PT care nu au fost modernizate până în prezent şi cele necesare realizării

sistemului de dispecerizare conform recomandărilor de la auditul SACC realizat anterior

prezentei strategii. Investiţiile necesare modernizării şi automatizării PT au la bază

valorile din studiul de fezabilitate realizat pentru modernizarea PT în care au fost

prevăzute: înlocuirea echipamentelor din PT (pompe, schimbătoare de căldură,

armături, contoare de energie termică, etc), automatizarea PT şi realizarea sistemului

de dispecerizare– date puse la dispoziţie de beneficiar, anexa A.1.6.

Investiţiile în sursele de producere a căldurii (SPC) cuprind valorile investiţiilor în

echipamente (MAI, compresor gaz natural aferent fiecărui MAI, CAF) şi pentru lucrări

auxiliare (instalaţii electrice, lucrări termomecanice, lucrări de construcţii, alte costuri

aferente investiţiei).

Valorile investiţiilor în echipamente s-au determinat pe baza valorilor investiţiilor

din cataloagele producătorilor de echipamente, iar pentru lucrările auxiliare (electrice,

termomecanice, construcţii, alte costuri aferente investiţiei) s-au folosit coeficienţi medii

utilizaţi la devizele aferente studiilor de prefezabilitate sau fezabilitate.



6.2 Valorile investiţiilor pentru variantele analizate

Valorile investiţiilor în RTS pentru încălzire, acc, recirculare şi dispecerizare sunt

prezentate în tabelul 9.

Valorile investiţiilor în RTS şi PT Tabelul 9

nr. crt.

Denumirea PT/SC

Investiţia în RTS

încălzire

Investiţia în RTS

acc

Investiţia în RTS

recirculare

Investiţia totală în

RTS (col.3+col.4+

col.5)

Investiţia în PT


SDC (col.6+col.7)

[euro] [euro] [euro] [euro] [euro] [euro]

1 2 3 4 5 6 7 8

1 PT C 132682 84306 77805 294794 188190 482984

2 PT H 147490 93637 82317 323443 192040 515483

3 PT L 193653 120680 101745 416078 265117 681196

4 PT P3 196850 133918 117384 448151 253228 701380

5 PT Modern 189209 99083 87984 376276 222197 598474

6 PT Avantului 186184 134172 121142 441498 232252 673750

7 PT M 188280 110354 98499 397133 273887 671020

8 PT R3 232779 130274 115516 478568 335122 813690

9 PT P1 (1

0 0 0 0 9035 9035

10 PT P2 (1

0 0 0 0 9035 9035

11 PT A 188054 127335 113436 428825 254100 682925

12 PT Policlinica 511144 316313 264947 1092404 218065 1310469

13 PT Cristal 255752 147324 123048 526124 213162 739285

14 PT Mihai Bravu 228307 112770 100927 442004 184823 626827

15 PT Liceu Muzica 154494 74788 68843 298125 157149 455274

16 PT Vultur 166213 132614 119880 418707 201855 620563

17 PT CFR1 87410 51418 45982 184810 170544 355354

18 PT CFR2 222395 128399 115903 466697 244864 711561

19 PT Plomba (1

0 0 0 0 9035 9035

20 PT Atelier mecanic

(2

0 0 0 0 9032 9032

21 SC 111 352466 203759 196104 752330 317672 1070002

22 SC 112 83257 45855 37144 166256 282344 448599

23 SC 113 413808 263110 220675 897593 9035 906628

24 SC 114 90854 52056 44628 187538 305598 493136

25 PT Albatros 872400 442519 401227 1716147 9035 1725181

26 PT 6 Martie 284871 160259 141951 587081 243657 830738

27 PT Razboieni 59455 41966 37000 138421 232455 370876

28 SC 14 194436 102442 90113 386991 291737 678728

29 SC 14 bis 40430 33347 29263 103040 225948 328988

30 SC 15 450261 230328 177527 858117 9035 867152

31 SC 16 291002 186297 161785 639083 9035 648118

32 PT W3 108710 69079 60419 238207 9032 247239

33 SC 1-Mazepa2 (1

0 0 0 0 9035 9035

34 SC 2-Mazepa2 287321 192846 153073 633240 9035 642275




nr. crt.

Denumirea PT/SC

Investiţia în RTS

încălzire

Investiţia în RTS

acc

Investiţia în RTS

recirculare


RTS (col.3+col.4+

col.5)

Investiţia în PT


SDC (col.6+col.7)


1 2 3 4 5 6 7 8

35 SC 81 342546 197137 176562 716245 9035 725279

36 SC 82 650679 448809 352433 1451922 9035 1460956

37 PT 3 205294 130822 110137 446253 170236 616489

38 PT 5 183730 112283 96288 392301 9035 401336

39 PT 6 167063 103385 82150 352598 9035 361633

40 PT 7 243765 123777 97521 465063 9035 474098

41 PT 8 238856 119821 104459 463137 9035 472171

42 PT 9 144576 92423 75612 312611 9035 321646

43 PT G1 (3

161144 0 0 161144 9035 170179

44 PT 0 252095 163863 141164 557121 299797 856918

45 PT 1 204152 133622 116366 454140 9035 463174

46 PT 2 284876 161254 143015 589145 9035 598179

47 PT 4 (1

0 0 0 0 9035 9035

48 SC 61 352141 246250 211906 810297 9035 819331

49 SC 3 - Tiglina2 193911 102240 90116 386267 9035 395301

50 SC 5 - Tiglina1 179651 124449 102945 407045 9035 416079

51 SC 7 - Tiglina1 226546 131183 109921 467650 9035 476684

52 SC 8 207541 124062 99558 431161 9035 440195

53 SC 9 - Tiglina2 407249 251689 203510 862448 9035 871482

54 SC 17 (1

0 0 0 0 9035 9035

55 SC 18 421442 222144 191611 835196 9035 844231

56 SC 19 246749 134895 110613 492258 266840 759098

57 SC 20 400175 180325 149162 729662 262491 992153

58 SC 57 435379 226794 202122 864295 9035 873330

59 PT Doina 283153 133952 102278 519383 292459 811842

60 SC 21 (1

0 0 0 0 9035 9035

61 SC 22 (1

0 0 0 0 9035 9035

62 SC 23 327153 154812 127873 609839 9035 618873

63 SC 24 286071 176089 152176 614336 9035 623371

64 SC 54 192370 95333 85956 373658 9035 382693

65 SC 55 166795 98439 79404 344638 247599 592237

66 SC 25 198896 77642 64822 341361 264432 605793

67 SC 26 149561 62775 56028 268364 245852 514216

68 SC 51 127675 64212 54063 245950 351958 597908

69 SC 52 196044 102336 98868 397248 9035 406283

70 SC 53 228433 90458 69903 388793 9035 397828

71 PT L10 24609 12635 11203 48447 149796 198243

72 PT L12 95513 44973 39632 180118 149796 329914

73 SC 31 400660 220919 213702 835281 9035 844315

74 SC 32 (1

0 0 0 0 9035 9035

75 SC 33 303577 290651 209422 803650 9035 812685

76 SC 34 436692 264540 213906 915139 9035 924173




nr. crt.

Denumirea PT/SC

Investiţia în RTS

încălzire

Investiţia în RTS

acc

Investiţia în RTS

recirculare


RTS (col.3+col.4+

col.5)

Investiţia în PT


SDC (col.6+col.7)


1 2 3 4 5 6 7 8

77 SC 50 438074 280815 223651 942540 404055 1346594

78 SC 35 699049 414769 374965 1488783 9035 1497818

79 SC 36 502428 346828 265822 1115078 9035 1124113

80 SC 37 (1

0 0 0 0 9035 9035

81 SC 38 508975 281704 281378 1072057 9035 1081092

82 SC 40 (1

0 0 0 0 9035 9035

83 SC 43 523208 329182 274761 1127151 390335 1517486

84 SC 44 441982 261553 229937 933472 331583 1265054

85 SC 45 390741 249909 211250 851900 398583 1250482

86 SC 47 263043 159418 119552 542013 259817 801831

87 SC 49 140380 61461 55224 257065 230176 487241

88 SC 12 429369 222254 190037 841661 9035 850695

89 SC 59 240804 120045 102737 463586 9035 472621

90 PT I1 0 31172 28463 59635 149969 209604

91 PT I2 0 31188 28479 59667 198360 258027

92 SC 64 701083 402159 331528 1434770 9035 1443805

93 SC 62 244733 112138 101121 457991 291090 749081

94 SC 58 (1

0 0 0 0 9035 9035

95 SC 63 (1

0 0 0 0 9035 9035

96 SC 65 746990 366867 311673 1425529 9035 1434564

97 SC 67 491328 338251 267469 1097048 9035 1106083

98 SC 69 (1

0 0 0 0 9035 9035

99 SC 71 314500 195255 170442 680197 312231 992428

100 SC 72 416082 218588 194309 828979 316097 1145076

101 PT N 4-1 27886 18929 17211 64026 154105 218131

102 SC 90 135764 66796 60266 262826 9032 271859

103 PT 50 166293 211747 165567 543607 311282 854888

104 SC 11 290319 192698 169663 652680 300950 953630

105 SC 70 506376 323561 278188 1108124 9035 1117159

106 SC 73 518959 303595 271132 1093686 9035 1102720

107 SC 74 470032 265585 225347 960964 9035 969999

108 SC 75 470132 300859 262811 1033802 307036 1340838

109 PT Liceul Metalurgic

198131 168534 148631 515295 307464 822759

110 SC 4 (1

0 0 0 0 9035 9035

111 SC 5 - Micro38 1000208 584510 512361 2097079 366242 2463321

112 SC 9 - Micro38 (1

0 0 0 0 9035 9035

113 SC 10 565648 381642 343904 1291193 286697 1577891

114 SC 6 486216 420611 347197 1254025 360723 1614748

115 SC 7 - Micro39 (1

0 0 0 0 9035 9035

116 SC 104 461433 377025 335561 1174019 9035 1183053

117 SC 1 - Micro40 1044034 920132 725470 2689636 294399 2984035




nr. crt.

Denumirea PT/SC

Investiţia în RTS

încălzire

Investiţia în RTS

acc

Investiţia în RTS

recirculare


RTS (col.3+col.4+

col.5)

Investiţia în PT


SDC (col.6+col.7)


1 2 3 4 5 6 7 8

118 SC 2 - Micro40 1276633 788512 648385 2713530 329068 3042598

119 SC 3 - Micro40 945293 971372 874320 2790986 9033 2800019

120 PT CSG 499603 347936 258325 1105864 9033 1114897

121 PT Crizantemelor

(1

0 0 0 0 9032 9032

TOTAL 32932654 20509841 17459814 70902309 15103792 86006101

Notaţii pentru tabelul 9 : (1

– RTS reabilitate; (2

- nu are reţele de distribuţie; (3

- livrează numai căldură pentru încălzire

Valorile investiţiilor necesare pentru cele trei variante analizate, determinate pe

baza ipotezelor din subcap. 6.1, sunt prezentate în tabelul 10.

Valorile investiţiilor pentru variantele analizate

Tabelul 10

nr. crt.

Denumirea

Investiţii [euro]

SPC

STDC

Total SACC (col.4+col.8) RTP PT RTS

TOTAL STDC

(col.5+col.6 +col.7)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1

Varianta semi-

centralizată 3 zone

Zona 1 34545777 11110550 6838491 34866966 52816007 87361784

Zona 2 20145748 4820079 3481209 16838099 25139387 45285135

Zona 3 30861393 5920651 4784092 19197244 29901987 60763380

TOTAL 85552918 21851280 15103792 70902309 107857381 193410299

2

Varianta semi-

centralizată 2 zone

Zona 1 34545777 11110550 6838491 34866966 52816007 87361784

Zona 2 52026079 10740730 8265301 36035343 55041374 107067453

TOTAL 87571856 21851280 15103792 70902309 107857381 194429237

3 Varianta centralizată 84355535 30585280 15103792 70902309 116591381 200946916



CAPITOLUL 7. EFICIENŢA TEHNICO-ECONOMICĂ A SOLUŢIILOR

ANALIZATE

7.1 Ipoteze de efectuare a analizei tehnico-economice

Pentru efectuarea unor analize economice corecte şi obţinerea unor rezultate

concludente s-au respectat următoarele ipoteze:

Pentru eliminarea efectelor asupra calculelor economice determinate de

inflaţie şi de dificultatea estimării variaţiei sale în timp, calculele economice

s-au efectuat într-o monedă relativ puţin supusă inflaţiei – euro (€).

În condiţiile folosirii monedei constante şi a unui grad de risc relativ ridicat,

specific economiei româneşti, rata “a” de actualizare considerată în calcule

este de 10 %.

Durata de realizare a investiţiei:

o 2 ani pentru sursele noi de producere a căldurii – 2013, 2014;

o 8 ani pentru reabilitare reţele şi dispecerizare, începând din anul

2015.

Anul PIF: 2015 pentru sursele noi de producere a căldurii.

Pentru eliminarea dificultăţilor legate de estimarea valorilor reziduale

(neamortizate) ale echipamentelor, perioada de studiu (de calcul a

fluxurilor de venituri şi cheltuieli) a fost considerată egală cu durata normată

de viaţă a echipamentelor. Ca urmare, durata de studiu a variantelor

comparate a fost considerată aceeaşi şi egală cu 20 de ani, începând cu

anul PIF.

Cunoaşterea capacităţii nominale de producţie, a caracteristicilor tehnice

ale echipamentelor ce compun obiectivul analizat şi a producţiilor dorite, nu

permite stabilirea simplă a cheltuielilor de exploatare, deoarece se folosesc

echipamente având caracteristici tehnice diferite (echipamente de

cogenerare, cazane recuperatoare, cazane speciale de vârf). În această

situaţie a fost necesară stabilirea, chiar aproximativă, a repartiţiei optime a

producţiei totale pe diversele echipamente, respectiv optimizarea

funcţionării echipamentelor.

Durata anuală de funcţionare a ICG: 8500 ore/an.



Căldura vândută: 92% pentru populaţie şi 8% pentru agenţii economici.

Preţul de referinţă al căldurii sub formă de apă fierbinte, vândute la

gardul centralei – conf. ord. ANRE nr. 45/2012 – a se vedea tabelul 11.

Valorile din tabelul 11 sunt calculate pentru cursul euro BNR – valoarea medie pe

luna decembrie 2012: 4.4895 lei/euro.

Preţul de referinţă al căldurii (1

Tabelul 11

Preţul de referinţă al căldurii pentru populaţie [euro/MWh]

Anul 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 combustibil solid

19.22 19.60 19.94 20.26 20.55 20.86 21.17 21.49 21.81 22.15 22.49

gaz natural din reţeaua de transport

25.45 26.05 26.59 27.09 27.56 28.05 28.54 29.05 29.56 30.09 30.63

gaz natural din reţeaua de distribuţie

29.80 30.55 31.23 31.85 32.43 33.03 33.65 34.27 34.91 35.57 36.24

Preţul de referinţă al căldurii pentru agenţii economici [euro/MWh]


19.22 19.60 19.94 20.26 20.55 20.86 21.17 21.49 21.81 22.15 22.49


34.50 35.40 36.20 36.94 37.64 38.36 39.09 39.83 40.60 41.38 42.18


37.52 38.52 39.42 40.24 41.02 41.82 42.63 43.47 44.32 45.19 46.09

(1 – Valorile din tabelul 1 nu includ costul CO2.

Valorile de referinţă ale bonusului pentru cogenerare sunt sunt valorile

prevăzute în ord. ANRE nr. 45/2012 – a se vedea tabelul 12.

Valorile din tabelul 12 sunt calculate pentru cursul euro BNR – valoarea medie pe

luna decembrie 2012: 4.4895 lei/euro. În calculul tehnico-economic, valoarea bonusului

se va calcula conform metodologiei din ord. ANRE nr. 3/2010, iar în fluxul de venituri şi

cheltuieli se va considera valoarea minimă dintre valoarea calculată şi cea de referinţă.

Valorile de referinţă ale bonusului pentru cogenerarea de înaltă eficienţă Tabelul 12

Valorile de referinţă ale bonusului pentru cogenerare [euro/MWh]


47.26 44.79 42.40 40.09 37.81 35.52 33.21 30.89 28.54 26.18 23.80


42.63 41.44 40.25 39.07 37.90 36.72 35.54 34.36 33.18 31.99 30.81


46.03 45.13 44.21 43.29 42.36 41.43 40.50 39.57 38.65 37.73 36.82



Preţul iniţial al energiei electrice: 40 euro/MWh.

Valorile de indexare a preţurilor sunt cele prevăzute în ordinul ANRE nr.

3 din 2010 pentru perioada de acordare a bonusului pentru cogenerare, iar

după anul 2023 se vor considera valorile de indexare de 2%/an - valoarea

medie a inflaţiei în zona euro, conform statisticilor Eurostat.

Preţul de achiziţie al gazului natural: 21.8 euro/MWh- la nivelul anului 2013.

Evoluţia preţurilor este prezentată în anexa: A.2.

Structura cheltuielilor anuale ale surselor de producere a căldurii:

o Cheltuielile anuale cu combustibilul se vor determina pe baza

preţurilor gazului natural în fiecare an al perioadei de studiu şi

cantitatea anuală de combustibil.

o Alte cheltuieli variabile, decât cele cu combustibilul, se vor

determina considerând costul specific egal cu 1 euro/MWh

combustibil, conf. ord. ANRE nr. 3 din 2010.

o Cheltuielile fixe cuprind cheltuielile cu mentenanţa şi salariile.

o Cheltuielile anuale de mentenanţa sunt corespund valorilor

mentenanţei de lungă durată- v. tabelul 13.

Cheltuielile de mentenanţă

Tabelul 13

Cheltuieli de mentenanţă

1 2

MAI – 7.49 MWe 50 euro/ ora de funcţionare

MAI – 9.38 MWe 80 euro/ ora de funcţionare

Cazanele de apă fierbinte

1% din valoarea investiţiei

o Cheltuielile anuale cu salariile s-au determinat pe baza salariului

mediu brut pe economie şi a personalului de operare necesar.

Tabelul 14 prezintă valorile cheltuielilor cu personalul. Numărul de

operatori din tabelul 14 este aproximativ. Schema finală de

personal pentru operare se va definitiva ţinând seama de

instrucţiunile de operare transmise de producătorii echipamentelor,

de programul de lucru adoptat şi numărul de ture.



Cheltuielile anuale cu personalul

Tabelul 14

Varianta

Numărul de

operatori/ schimb

Numărul total de

operatori (5 ture)

Salariul mediu brut [euro/an/persoana]

Menţiuni

1 2 3 4 5

Semicentralizată cu 3 zone

6 30 7800 2 operatori/schimb pt. fiecare sursă

Semicentralizată cu 2 zone

4 20 7800 2 operatori/schimb pt. fiecare sursă

Centralizată 3 15 7800 3 operatori/schimb

Structura cheltuielilor anuale ale sistemului de transport şi distribuţie

(STDC)

o Cheltuielile anuale cu căldura intrată în RTP.

o Cheltuielile cu energia de pompare în RTS.

o Alte cheltuieli anuale ale STDC s-au determinat pe baza

costurilor specifice medii rezultate din lucrarea de audit a

sistemului, după cum urmează:

Cheltuielile anuale cu apa: 4 lei/Gcal (0.90 euro/Gcal; 0.77

euro/MWh)

Cheltuielile anuale cu personalul: 54 lei/Gcal (12.12

euro/Gcal; 10.42 euro/MWh)

Cheltuielile anuale diverse: 40 lei/Gcal (8.98 euro/Gcal; 7.72

euro/MWh)

Structura cheltuielilor anuale ale sistemului de producere, transport şi

distribuţie (SACC)

o Cheltuielile anuale ale surselor de producere a căldurii.

o Cheltuieli cu energia de pompare în RTS.

o Alte cheltuieli anuale ale STDC – enumerate mai sus.

Veniturile anuale

Veniturile anuale sunt realizate din vânzarea căldurii şi a energiei electrice şi

veniturile din bonusul acordat pentru cogenerarea de înaltă eficienţă.

Tariful serviciului de distribuţie s-a daterminat pe baza tarifului mediu calculat pe

baza valorilor tarifelor aprobate de ANRSC la nivelul anului 2012, din lucrarea de audit

a sistemului.



Rezultă tariful aferent serviciului de distribuţie, t.dist:

t.dist= 108 lei/Gcal (24.24 euro/Gcal; 20.84

euro/MWh

Preţul de vânzare a căldurii la consumator, pvQ:

pvQ = p.ref+t.dist (7.1)

unde p.ref – preţul de referinţă- v. tabelul 10

Sursa de finanţare

Sursa de finanţare a investiţiilor influenţează eficienţa economică a acestora.

Literatura de specialitate indică faptul că, în condiţii normale (rata dobânzii la

credite este inferioară profitului sperat, exprimat prin rata de actualizare), utilizarea

fondurilor proprii pentru finanţare conduce la situaţia cea mai defavorabilă din punct de

vedere economic. Având în vedere acest aspect, calculele de eficienţă economică au

fost făcute pentru cele mai dezavantajoase situaţii, respectiv în care investiţiile se fac

din fonduri proprii. Este evident că, o soluţie eficientă economic în această situaţie,

rămâne eficientă economic şi în situaţiile mai favorabile, respectiv în care investiţiile se

realizează din credite.

De asemenea, pe lângă sursele de finanţare precizate mai sus, se pot utiliza şi

alte mecanisme de finanţare bazate pe fonduri nerambursabile ale UE sau parteneriat

public-privat.

Calculele de eficienţă economică s-au realizat pe trei nivele:

- la nivelul surselor de producere a căldurii (SPC) pentru a evidenţia

eficienţa economică a investiţiilor în echipamentele din SPC, în

condiţiile legislaţiei actuale cu privire la cogenerarea de înaltă

eficienţă;

- la nivelul sistemului de transport şi distribuţie a căldurii (STDC);

- la nivelul sistemului, SACC (SPC+STDC).

Pentru variantele semicentralizate (cu 2 şi respectiv 3 zone), calculele de eficienţă

s-au efectuat la nivelul ansamblului oraşului.



7.2 Criterii utilizate pentru analiza eficienţei tehnico-economică

Conform metodologiei utilizate în calculele de acest gen în România sau în cele

agreate de băncile ori firmele străine, pentru comparaţia tehnico-economică s-au

utilizat următoarele criterii:

Venitul net actualizat (VNA) se calculează pe baza fluxului financiar anual (At),

care ia în considerare cheltuielile de investiţii, cheltuielile de funcţionare şi veniturile.

Fluxurile anuale viitoare, generate de investiţie, sunt actualizate la momentul de punere

în funcţiune (PIF) a noilor instalaţii.

Viabilitatea proiectului este stabilită în cazul în care VNA, calculat pe întreaga

perioadă de analiză (t), este pozitiv (VNA>0) pentru o rată de actualizare (a)

considerată. Relaţia pentru estimarea VNA este:

n

it

t

a

AVNA

1 1 (7.2)

Prin raportarea VNA realizat în cadrul proiectului la investiţia actualizată se

obţine „Indicele de profitabilitate (IP)”, exprimată în Euro VNA/ Euro investiţie. Acest

indicator permite atât aprecierea proiectului cât şi compararea mai multor variante

tehnice şi economice ce presupun cheltuieli de investiţie sensibil diferite.

PIF

tt

t

a

I

VNAIP

1 1

(7.3)

Criteriul de acceptare a proiectului este ca IP>1.

Rata internă de rentabilitate (RIR) se bazează, de asemenea, pe fluxul de

numerar actualizat (Ai) şi reprezintă valoarea ratei de actualizare (a) pentru care

venitul net cumulat neactualizat devine zero. Acesta este un indicator asupra ratei

maxime a dobânzii la care se pot efectua împrumuturi pentru a finanţa proiectul.

n

ii

i

RIR

A

1

01 (7.4)

Condiţia de rentabilitate este RIR>a.

Durata de recuperare actualizată (TRA) reprezintă perioada de recuperare a

capitalului investit. Această perioadă corespunde momentului în care venitul net

actualizat cumulat (VNA) devine zero.



TRA

ii

i

a

A

1

01 (7.5)

Criteriul de acceptabilitate este ca perioada de recuperare să fie inferioară

duratei normate de utilizare, respectiv a duratei de viaţă (TRA< durata de viaţă a

echipamentelor).

7.3 Rezultatele calculelor de eficienţă economică

Rezultatele calculelor de eficienţă economică pentru cele trei variante analizate

sunt prezentate în tabelul 15.

Calculele tehnico-economice detaliate, pentru cele trei variante analizate sunt

prezentate în anexele A.3.1 ÷ A.3.3.

Indicatorii economici pentru variantele analizate Tabelul 15

nr. crt.

Varianta Elemente

componente

Indicatori economici la nivelul ansamblului oraşului

Investiţia [euro]

VNA [euro]

RIR [%]

IP [-]

TRA [ani]

1 2 3 4 5 6 7 8

1

Varianta semicentralizată

cu 3 zone v. anexele

A.3.1.1÷A.3.1.5

ansamblul SPC 85552918 27596556 17.1 1.3 8.0

ansamblul STDC 107857381 -145185233 - - >20

ansamblul SACC 193410299 -112905959 - - >20

2



A.3.2.1÷A.3.2.5

ansamblul SPC 86571856 19669246 15.5 1.2 8.0

ansamblul STDC 107857381 -145185233 - - >20

ansamblul SACC 194429237 -117443625 - - >20

3

Varianta centralizată v. anexele

A.3.3.1÷A.3.3.4

SPC 84355535 14335133 14.7 1.2 9.0

STDC 116591381 -153373251 - - >20

SACC 200946916 -134821137 - - >20

Din tabelul 15 se constată că valorile indicatorilor economici la nivelul surselor

de producere a căldurii (SPC) au valori pozitive ale VNA şi respectiv durate de

recuperare a investiţiei de cca. 8-9 ani ceea ce arată că investiţia în sursele de

producere a căldurii este rentabilă.



În acelaşi timp, valorile indicatorilor economici la nivelul sistemului de transport şi

distribuţie (STDC) şi respectiv la nivelul sistemului (SACC), în toate cele trei variante au

valori negative ale VNA şi respectiv durate de recuperare a investiţiei mai mari decât

durata de viaţă a echipamentelor.

Rentabilitatea investiţiei în sursele de producere a căldurii (SPC) este generată

de veniturile realizate din vânzarea energiei electrice şi căldurii la gardul centralei, dar şi

din veniturile obţinute din bonusul pentru cogenerarea de înaltă eficienţă.

Veniturile la nivelul sistemului de transport şi distribuţie (STDC) sunt realizate

numai din vânzarea căldurii, fiind deci mult mai mici decât cele realizate de sursele de

producere a căldurii, în timp ce investiţiile în STDC au valori relativ apropiate de cele

ale investiţiilor în sursele de producere a căldurii. Aceasta explică valorile negative ale

indicatorilor economici.

La nivelul sistemului (SACC, unde SACC este compus din SPC+STDC) valorile

VNA sunt negative, iar duratele de recuperare a investiţiei mai mari decât durata de

viaţă a echipamentelor, cu menţiunea că sunt superioare celor aferente STDC datorită

contribuţiei veniturilor din vânzarea energiei electrice şi a bonusului de cogenerare.

Trebuie menţionat totuşi că fără STDC nu se poate face alimentare centralizată iar

aceasta reprezintă un serviciu public şi social. Din acest motiv pentru etapele următoare

prezentei strategii se recomandă elaborarea unui studiu de fezabilitate în care să se

ţină seama de acest aspect şi ca urmare, în analiza cost-beneficiu să se considere o

rată de actualizare de cca 5% şi diferite scheme de finanţare în cadrul programelor de

susţinere şi promovare a sistemelor de alimentare centralizată cu căldură, cum ar fi

Programul Termoficare 2006-2015, căldură şi confort, fonduri UE nerambursabile (POS

Mediu) şi programe de finanţare pentru eficienţă energetică (ex. BERD).



CAPITOLUL 8. CONCLUZII ŞI PROPUNERI PRIVIND STRATEGIA

ALIMENTĂRII CU CĂLDURĂ A MUNICIPIULUI GALAŢI

Principala ipoteză care a stat la baza realizării strategiei de alimentare cu

energie termică a Municipiului Galaţi este: întregul sistem de alimentare

centralizată cu căldură, cu toate elementele componente (sursă - reţea de

transport - sistem de distribuţie) aparţine Primăriei Municipiului Galaţi.

Pentru aplicarea strategiei într-o perioadă de timp cât mai scurtă trebuie

realizate foarte repede toate formele legale de transfer a sursei, respectiv a

reţelelor termice primare în proprietatea municipalităţii.

Fără acest transfer, strategia de alimentare cu căldură nu îşi poate atinge

scopul, sau altfel spus, soluţia optimă din punct de vedere tehnico-economic a

acestei strategii nu va putea fi realizată, întrucât administraţia locală nu va avea

dreptul de a interveni asupra tuturor elementelor componente ale actualului

sistem de alimentare centralizată cu căldură (SACC) pentru a putea asigura

infrastructura alimentării cu energie termică în condiţiile prevăzute de legislaţia în

vigoare.

În lucrare s-au analizat trei variante de retehnologizare a actualului

sistem de producere, transport şi distribuţie a căldurii ţinând seama de

condiţiile specifice Municipiului Galaţi, după cum urmează:

B. configuraţia terenului şi existenţa utilităţilor :

configuraţia terenului: diferenţele de altitudine ale diferitelor zone ale

oraşului – v. cap 2.1. Din acest punct de vedere, pentru diferitele grade de

centralizare, s-au ales zone cu aceeaşi altitudine pentru a nu afecta

regimul hidraulic;



distanţe mici ale reţelelor termice de transport pentru a minimiza

investiţiile în reţele şi consumurile pentru pompare;

utilizarea clădirilor sau a terenului de lângă actualele puncte termice (PT)

pentru amplasarea echipamentelor aferente noilor surse de producere a

căldurii, ţinând seama de spaţiul disponibil pentru amplasarea

echipamentelor;

existenţa utilităţilor în zonă pentru a minimiza investiţiile necesare

racordării la reţeaua de gaz natural, reţeaua electrică, reţeaua de apă şi

canalizare.

C. evoluţia cererii de căldură:

pe durata de studiu avută în vedere s-a considerat că cererea de căldură

la consumator va rămâne constantă ţinând seama de faptul că eliminarea

subvenţiilor la gazul natural va conduce la creşterea preţului acestuia, iar

debranşarea consumatorilor pentru montarea centralelor de apartament

nu va mai fi o soluţie fezabilă, atât timp cât preţul căldurii din sistemul de

alimentare centralizată cu căldură (SACC) va fi mai mic decât cel al

căldurii produse în centrala de apartament. Din acest punct de vedere

măsurile de eficientizare tehnică şi economică a sistemului de alimentare

centralizată cu căldură este condiţia de bază ``a supravieţuirii acestuia``.

cantitatea de căldură livrată din sursa/sursele de producere a căldurii va

scădea pe măsura reabilitării reţelelor de transport şi distribuţie de la

nivelul actual de 25% în reţelele de distribuţie şi 15% în reţelele de

transport, la 10% în reţelele de distribuţie şi 10% în reţelele de transport.

Pe baza acestor criterii s-au analizat următoarele variante:

după gradul de centralizare a producerii căldurii: din acest punct de

vedere soluţiile propuse acoperă trei grade de centralizare:

c. o soluţie cu grad maxim de centralizare a producerii căldurii,

respectiv cel corespunzător situaţiei actuale, cu o singură sursă de

producere a căldurii la nivelul ansamblului oraşului;

d. două soluţii semicentralizate:



o două sisteme centralizate (SACC) fiecare având sursa,

reţea termică primară (RTP), puncte termice (PT), reţele

termice secundare (RTS), denumită varianta

semicentralizată cu două zone;

o trei sisteme centralizate (SACC) fiecare având sursa,

reţea termică primară (RTP), puncte termice (PT), reţele

termice secundare (RTS), denumită varianta

semicentralizată cu trei zone;

din punctul de vedere al tipului sursei de producere a căldurii: centrale de

cogenerare compuse din instalaţii de cogenerare (ICG) cu motoare cu

ardere internă (MAI) şi cazane de apă fierbinte (CAF).

tipul combustibilului de bază: gaz natural

În urma analizei celor trei variante alternative la sistemul actual de

producere, transport şi distribuţie a căldurii din Municipiul Galaţi, au rezultat

următoarele:

- ţinând seama de rezultatele analizei tehnico-economice la nivelul

surselor de producere a căldurii, varianta optimă este soluţia

semicentralizată cu 3 zone, respectiv cu trei surse de producere a

căldurii, fiecare cu sistemul propriu de transport şi distribuţie a

căldurii – v. poz. 1 din tabelul 15.

Fiecare sursă de căldură este echipată cu instalaţii de cogenerare cu

motoare cu ardere internă (MAI) ca instalaţii de bază şi cazane de apă

fierbinte (CAF) ca instalaţii de vârf.

Echiparea surselor de producere a căldurii pentru varianta optimă

este prezentată în tabelul 16.



Echiparea sursei de producere a căldurii pentru varianta optimă

Tabelul 16

nr. crt.

Varianta / Zona

Capacităţi instalate în sursele de producere a căldurii

Instalaţii de cogenerare MAI

Instalaţii de vârf CAF

nr. buc

Pi

[MWe] Qi.MAI [MWt]

P [MWe]

QMAI [MWt]

nr. buc

Qi.CAF [MWt]

QCAF [MWt]

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


Zona 1

3 9.38 9.21 28.13 27.63 2 58.15 116.30

Zona 2

1 9.38 9.21 16.87 16.28 2 23.26 46.52

1 7.49 7.07

Zona 3

3 9.38 9.21 28.13 27.63 2 34.89 69.78

Notă pentru tabelul 16: Pi – puterea electrică instalată a unui MAI; P – puterea electrică totală instalată; Qi.MAI – puterea termică a unui MAI (căldura totală ce poate fi recuperată din răcirile motorului şi gazele de ardere); QMAI – puterea termică totală instalată în MAI; Qi.CAF- puterea termică instalată a unui CAF; QCAF-puterea termică totală instalată în CAF.

Investiţiile necesare pentru varianta optimă este prezentată în tabelul

17.

Valorile investiţiilor pentru varianta optimă

Tabelul 17

nr. crt.

Denumirea

Investiţii [euro]

Sursele de

producere a căldurii

(SPC)

Sistemul de transport şi distribuţie a căldurii (STDC) Total la nivelul

sistemului, SACC

(col.4+col.8)

Reţeaua termică primară (RTP)

Puncte termice

(PT)

Reţele termice

secundare (RTS)

TOTAL STDC

(col.5+col.6 +col.7)

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1

Vari

anta

sem

i-

centr

aliz

ată

3 z

on

e

Zona 1 34545777 11110550 6838491 34866966 52816007 87361784

Zona 2 20145748 4820079 3481209 16838099 25139387 45285135

Zona 3 30861393 5920651 4784092 19197244 29901987 60763380

TOTAL 85552918 21851280 15103792 70902309 107857381 193410299

În ceea ce priveşte valorile indicatorilor economici la nivelul sistemului de

transport şi distribuţie şi respectiv la nivelul sistemului, toate cele trei variante

au valori negative ale venitului net actualizat (VNA), cu menţiunea că varianta

semicentralizată cu 3 zone are valori ale VNA mai mari decât celelalte două



variante, datorită lungimilor de trasee ale reţelelor de transport mult mai mici –

investiţii mai mici în reţelele de transport - şi în consecinţă consumuri mai mici

pentru pompare.

Trebuie menţionat totuşi că fără sistemul de transport şi distribuţie a

căldurii (STDC) nu se poate face alimentare centralizată iar aceasta reprezintă

un serviciu public şi social.

Valorile indicatorilor economici pentru varianta optimă este prezentată în

tabelul 18.

Indicatorii economici pentru varianta optimă Tabelul 18

nr. crt.

Varianta Elemente

componente

Indicatori economici la nivelul ansamblului oraşului

Investiţia [euro]

VNA [euro]

RIR [%]

IP [-]

TRA [ani]

1 2 3 4 5 6 7 8

1



A.3.1.1÷A.3.1.5

ansamblul surselor de producere a

căldurii (SPC)

85552918 27596556 17.1 1.3 8.0

ansamblul sistemului de transport şi distribuţie a

căldurii (STDC)

107857381 -145185233 - - >20

ansamblul sistemului de

alimentare centralizată cu

căldură (SACC)

193410299 -112905959 - - >20

Retehnologizarea sistemului actual de producere, transport şi distribuţie

a energiei termice din Municipiul Galaţi, în varianta optimă necesită:

- realizarea a 3 surse noi de caldură cu instalaţii de cogenerare şi

cazane de apă fierbinte;

- retehnologizarea şi modernizarea reţelelor pentru transportul căldurii

corelat cu consumurile actuale şi previzionate de căldură şi cu sursele de

producerea căldurii;

- retehnologizarea şi modernizarea reţelelor secundare corelat cu

consumurile actuale şi previzionate de căldură;

- retehnologizarea şi modernizarea punctelor termice: înlocuirea



echipamentelor din punctele termice (pompe, schimbătoare de căldură,

armături, contoare de energie termică,etc) şi automatizarea punctelor termice;

- realizarea sistemului de dispecerizare.

Soluţia optimă este aplicabilă numai în condiţiile în care, cel puţin

reţeaua termică primară se află în proprietatea municipalităţii.

Ca urmare, în cel mai scurt timp posibil, trebuie realizate toate

formele legale pentru transferul reţelei termice primare în proprietatea

municipalităţii.

Având în vedere faptul că reabilitarea sistemului de transport şi

distribuţie a căldurii (STDC) necesită investiţii mari, de cele mai multe ori

acestea depăşind valoarea investiţiilor în sursele de producere a căldurii, se

recomandă ca în prima etapă să se utilizeze reţeaua existentă de transport

pentru racordarea noilor surse de producere a căldurii, urmând ca în perioada

ulterioară punerii în funcţiune a surselor, să se găsească resurse financiare (ex.

fonduri nerambursabile) pentru reabilitarea reţelei termice primare (RTP); în

paralel se va continua modernizarea punctelor termice, a reţelelor termice

secundare şi realizarea sistemului de dispecerizare în concordanţă cu

consumurile de căldură actuale, respectiv previzionate.

În acest sens, în perioada următoare prezentei strategii, se recomandă elaborarea

unui studiu de fezabilitate pentru reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie a

căldurii (STDC), dimensionat după consumurile actuale şi cele previzionate de căldură

şi corelat cu sursele de producere a căldurii, în care să se ţină seama de caracterul

public şi social al serviciului alimentării cu căldură. Ca urmare, pe baza acestei

caracteristici, în analiza cost-beneficiu se va considera o rată de actualizare de cca 5%

şi diferite scheme de finanţare în cadrul programelor de susţinere şi promovare a

sistemelor de alimentare centralizată cu căldură, cum ar fi Programul Termoficare 2006-

2015, căldură şi confort, fonduri UE nerambursabile (POS Mediu) şi programe de

finanţare pentru eficienţă energetică (ex. BERD).

Date post:	24-Oct-2019
Category:	Documents
Upload:	others
View:	3 times
Download:	1 times

CHIMENERG INVEST SRL - primariagalati.ro · Viaţa economică a oraşului Galaţi s-a dezvoltat în...

Documents